instituto costarricense de elÉctricidad · tabla de contenido ... 1.2 niveles de aislamiento, ......

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INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD SECTOR ELÉCTRICO

NEGOCIO DE TRANSMISIÓN

Código: TE-2830-MA-187-001

MANUAL PARA EL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN CON VOLTAJE IGUAL O SUPERIOR A 138 KV EN COSTA RICA

Versión: 1

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Elaborado por: Instituto Costarricense de Electricidad

Aprobado por: Director General Negocio Transmisión

Rige a partir de: 01-05-2015

TABLA DE CONTENIDO

TABLA DE CONTENIDO......................................................................................... 0 a. PROPÓSITO ............................................................................................. 7 b. ALCANCE ................................................................................................ 7

c. DOCUMENTOS APLICABLES ................................................................. 7 e. RESPONSABILIDADES ......................................................................... 13

f. REQUERIMIENTOS DE DISEÑO ........................................................... 13 1 AISLAMIENTO ....................................................................................... 13

1.1 Generalidades ................................................................................................. 13

1.2 Niveles de aislamiento, separaciones de seguridad en aire y distancias de conducción superficial ...................................................................................... 13

1.2.1 Niveles de Aislamiento .......................................................................................... 13

1.2.2 Separaciones en Aire para Torres ........................................................................ 14

1.2.3 Separaciones en el Vano ...................................................................................... 17

1.2.4 Distancias de Fuga para Aisladores de Fase ....................................................... 17

1.2.5 Aisladores entre Fases .......................................................................................... 19

1.3 Sobrevoltajes y disruptividad del aislamiento ................................................... 19

1.3.1 Sobrevoltaje ........................................................................................................... 19

1.3.2 Soporte de aislamiento para aisladores de línea .................................................. 20

1.4 Aplicación a diferentes tipos de líneas ............................................................. 20

1.4.1 Torres de celosía de acero y postes de concreto ................................................. 20

1.4.2 Postes de madera ................................................................................................. 21

1.4.3 Líneas Paralelas .................................................................................................... 21

1.4.4 Torres con dos o más circuitos ............................................................................. 21

1.5 Hilos de guarda ................................................................................................ 22

1.6 Fibra óptica para líneas de transmisión ............................................................ 22

1.7 Cable OPGW ................................................................................................... 23

1.7.1 Vida útil definida para el cable OPGW en el SEN ................................................. 23

1.7.2 Premisas para el diseño de sistemas OPGW en líneas de transmisión ............... 23

1.7.3 Corriente de cortocircuito para el OPGW .............................................................. 23

MANUAL DE DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN CON VOLTAJE IGUAL O SUPERIOR A 138 KV EN COSTA RICA

Versión 1

Código TE-2830-MA-187-001 Página

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1.7.4 Núcleo óptico de un cable OPGW ......................................................................... 24

1.7.5 Extremos de los sistemas OPGW ......................................................................... 25

1.8 Diseño detallado de cables de protección ........................................................ 25

1.8.1 Dimensionamiento de la capacidad de cortocircuito ............................................. 26

1.9 Diseño de puesta a tierra de torres .................................................................. 26

1.10 Diseño de protección contra arcos ................................................................... 27

1.11 Desempeño de líneas de transmisión ante descargas atmosféricas ................ 27

1.11.1 Generalidades ....................................................................................................... 27

1.11.2 Formas de interacción de la descarga atmosférica con la línea de transmisión .. 27

1.11.3 Concepto de desempeño de una línea de transmisión ante descargas atmosféricas .......................................................................................................... 30

1.11.4 Estudios requeridos para determinar el desempeño de líneas de transmisión ante descargas atmosféricas ........................................................................................ 31

1.11.5 Datos generales de descargas atmosféricas en Costa Rica ................................ 33

1.12 Campos eléctricos y magnéticos ...................................................................... 35

1.12.1 Campo eléctrico ..................................................................................................... 35

1.12.2 Campo magnético ................................................................................................. 35

1.12.3 Ruido audible ......................................................................................................... 36

2 CARGAS Y DEFINICIONES MECANICAS ............................................. 36

2.1 Definiciones mecánicas ................................................................................... 36

2.2 Suposiciones de carga ..................................................................................... 39

2.3 Presión del viento ............................................................................................ 40

2.3.1 Fórmula de presión del viento ............................................................................... 40

2.3.2 Velocidad del viento de referencia ........................................................................ 40

2.3.3 Coeficiente de respuesta a ráfaga ........................................................................ 41

2.3.4 Coeficiente de arrastre para estructuras tipo H .................................................... 41

2.3.5 Coeficiente arrastre para torres de celosías ......................................................... 41

2.3.6 Coeficiente de arrastre para postes, aisladores y accesorios............................... 41

2.3.7 Coeficiente de arrastre para conductores ............................................................. 42

2.4 Temperatura en conductores ........................................................................... 42

2.5 Cargas producidas durante construcción y mantenimiento .............................. 43

2.6 Cargas sísmicas .............................................................................................. 44

2.7 Factores de carga ............................................................................................ 44

2.8 Cálculo de carga de diseño .............................................................................. 45

2.8.1 Cargas para análisis estructural ............................................................................ 45

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2.8.2 Cálculo de ángulos de oscilación del aislador y el puente .................................... 47

2.9 Tensión y ecuaciones de la catenaria .............................................................. 48

2.9.1 Cálculo de la tensión horizontal ............................................................................ 48

2.9.2 Ecuaciones de la parábola .................................................................................... 49

2.9.3 Ecuaciones de la catenaria ................................................................................... 50

3 CONDUCTORES Y DISTANCIAS .......................................................... 53

3.1 Materiales, Diseño y sección transversal mínima de los conductores .............. 53

3.1.1 Materiales .............................................................................................................. 53

3.1.2 Diseño y sección transversal mínima .................................................................... 53

3.1.3 Hilos de guarda ..................................................................................................... 54

3.1.4 Conductores de fase ............................................................................................. 55

3.2 Tensiones permisibles ..................................................................................... 56

3.3 Caculo de la tensión del conductor .................................................................. 57

3.4 Distancias de seguridad entre el conductor y partes aterrizadas u otros conductores en la misma línea......................................................................... 57

3.4.1 Distancias de seguridad entre el conductor y partes aterrizadas en la misma estructura. ............................................................................................................. 57

3.4.2 Distancia de seguridad entre un conductor y otro en el mismo vano, considerando el riesgo de colisión. .............................................................................................. 58

3.5 Distancias de seguridad entre conductor y tierra, rutas transitables, otras líneas y casas. ........................................................................................................... 59

3.5.1 Altura del conductor sobre tierra, rutas transitables, líneas adyacentes, etc. ....... 60

3.5.2 Distancia de seguridad horizontal entre el conductor y caminos paralelos, ferrocarriles, casas y árboles cercanos. ............................................................... 61

3.5.3 Distancias de seguridad de los conductores a líneas en otras estructuras .......... 62

3.6 Limitaciones para el vano regulador ................................................................ 62

3.6.1 Tramos entre estructuras de suspensión .............................................................. 62

3.6.2 Comentarios sobre el vano regulador ................................................................... 63

3.7 Uniones en el conductor .................................................................................. 64

3.7.1 Requerimientos mecánicos ................................................................................... 64

3.7.2 Requerimientos eléctricos ..................................................................................... 64

3.8 Protección contra la oscilación del conductor ................................................... 64

3.8.1 Vibración eólica ..................................................................................................... 64

3.8.2 Oscilación del subconductor ................................................................................. 64

3.8.3 Galopeo ................................................................................................................. 65

3.8.4 Amortiguadores ..................................................................................................... 65

3.8.5 Grapas de suspensión........................................................................................... 65

3.8.6 Espaciadores ......................................................................................................... 65


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3.9 Protección contra la ruptura del conductor durante el tensado ......................... 66

4 AISLADORES Y HERRAJES ................................................................. 66

4.1 Aisladores ........................................................................................................ 66

4.1.1 Estándares y recomendaciones internacionales ................................................... 66

4.1.2 Cadenas de aisladores estandarizadas ................................................................ 67

4.1.3 Aislamiento ............................................................................................................ 67

4.1.4 Requisitos mecánicos............................................................................................ 67

4.1.5 Aisladores de goma de silicón ............................................................................... 67

4.2 Herrajes ........................................................................................................... 67

4.2.1 Principios de diseño generales ............................................................................. 67

4.2.2 Principios de diseño en condiciones de falla ........................................................ 68

4.2.3 Diseño térmico en estado estable ......................................................................... 68

4.2.4 Diseño mecánico ................................................................................................... 68

4.2.5 Grapas de suspensión y varillas preformadas ...................................................... 68

4.2.6 Grapas de tensión y protección contra arcos ........................................................ 69

5 REGLAS DE DISEÑO DE ESTRUCTURAS ........................................... 70

5.1 Recomendaciones de diseño general .............................................................. 70

5.2 Combinaciones de carga ................................................................................. 70

5.2.1 Generalidades ....................................................................................................... 70

5.2.2 Estructuras de Suspensión, Estructuras de suspensión con ángulo, con cadenas de aisladores en suspensión que incluyen conjuntos en V. ................................. 71

5.2.3 Estructuras de remate con Ángulo con conjuntos de aisladores en remate. ........ 72

5.2.4 Estructuras de remate final ................................................................................... 73

5.3 Parámetros de diseño ...................................................................................... 74

5.3.1 Miembros y Retenidas ........................................................................................... 74

5.3.2 Espesor mínimo de los perfiles de acero .............................................................. 75

5.3.3 Razones de esbeltez máximas ............................................................................. 75

5.3.4 Acero bajo la superficie del terreno ....................................................................... 75

5.3.5 Uniones apernadas ............................................................................................... 75

5.3.6 Postes .................................................................................................................... 76

5.4 Material y Fabricación ...................................................................................... 77

5.4.1 Generalidades ....................................................................................................... 77

5.4.2 Material en miembros de acero ............................................................................. 77

5.4.3 Fabricación de miembros de acero ....................................................................... 77

5.4.4 Uniones apernadas ............................................................................................... 78

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5.4.5 Soldadura .............................................................................................................. 78

5.4.6 Galvanización por inmersión en caliente............................................................... 78

5.4.7 Galvanización con pintura rica en zinc .................................................................. 79

5.4.8 Pruebas mecánicas a las estructuras ................................................................... 79

6 Cimentaciones: reglas de diseño ......................................................... 81

6.1 Generalidades ................................................................................................. 81

6.1.1 Estados límites de falla del suelo .......................................................................... 81

6.1.2 Estados límites de servicio .................................................................................... 81

6.1.3 Capacidad admisible ............................................................................................. 82

6.2 Investigaciones geotécnicas ............................................................................ 82

6.3 Acciones de diseño y combinaciones de carga ................................................ 83

6.4 Tipos de cimentaciones ................................................................................... 83

6.4.1 Generalidades ....................................................................................................... 83

6.4.2 Enrejado de acero (Parrillas) ................................................................................. 84

6.4.3 Placas aisladas de concreto .................................................................................. 85

6.4.4 Losas flotantes de concreto .................................................................................. 85

6.4.5 Micropilotes ........................................................................................................... 85

6.4.6 Pilotes helicoidales ................................................................................................ 86

6.4.7 Pilotes .................................................................................................................... 86

6.4.8 Pilas o prismas de concreto .................................................................................. 87

6.4.9 Bloque rígido ......................................................................................................... 87

6.4.10 Anclaje directo en la roca ...................................................................................... 87

6.5 Estabilidad local de la cimentación .................................................................. 88

6.5.1 Cargas de Levantamiento (Extracción) ................................................................. 88

6.5.2 Momento de vuelco ............................................................................................... 89

6.5.3 Deslizamiento en la base ...................................................................................... 89

6.5.4 Consideraciones de efecto de grupo ..................................................................... 89

6.6 Estabilidad global contra deslizamiento ........................................................... 89

6.7 Materiales ........................................................................................................ 90

6.7.1 Concreto y reforzamiento ...................................................................................... 90

6.7.2 Acero para cimentaciones tipo parrilla .................................................................. 91

6.7.3 Rellenos ................................................................................................................. 91

6.8 Excavaciones ................................................................................................... 93

6.9 Control de erosión y manejo de aguas ............................................................. 94

7 Sistema de puesta a tierra .................................................................... 94

7.1 Generalidades ................................................................................................. 94


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7.2 Dimensiones y configuración general de los conductores a tierra .................... 95

7.2.1 Dimensiones .......................................................................................................... 95

7.2.2 Conexión de los conductores de tierra a las torres ............................................... 95

7.2.3 Profundidad de los conductores de puesta a tierra. .............................................. 98

7.2.4 Cruces ................................................................................................................... 98

8 SERVIDUMBRE...................................................................................... 99

8.1 Definición ......................................................................................................... 99

8.2 Ancho de la servidumbre ................................................................................. 99

8.3 Campos eléctricos y magnéticos ...................................................................... 99

8.4 Servidumbre para líneas paralelas ................................................................... 99

8.5 Protección ambiental ..................................................................................... 100

8.5.1 Flora y fauna ........................................................................................................ 100

8.5.2 Agua .................................................................................................................... 100

8.5.3 Impacto por divergencias de uso del suelo ......................................................... 101

8.5.4 Población ............................................................................................................. 101

8.5.5 Actividades económicas ...................................................................................... 101

8.5.6 Infraestructura ..................................................................................................... 101

8.5.7 Patrimonio histórico – cultural ............................................................................. 101

8.5.8 Patrón tenencia de la tierra ................................................................................. 101

8.5.9 Paisaje ................................................................................................................. 101

9 TOPOGRAFÍA ...................................................................................... 102

9.1 Generalidades ............................................................................................... 102

9.2 Sistema de proyección de coordenadas ........................................................ 102

9.3 Métodos de levantamiento topográfico........................................................... 102

9.3.1 Método LiDAR (Light Detection And Ranging) .................................................... 102

9.3.2 Método convencional........................................................................................... 102

9.4 Identificación y codificación de puntos de levantamiento ............................... 103

10 NOMENCLATURA Y ROTULACIÓN DE LINEAS Y ESTRUCTURAS . 105

10.1 Rotulación ...................................................................................................... 105

10.1.1 Nomenclatura de torres ....................................................................................... 105

10.1.2 Rotulación de estructuras .................................................................................... 106

10.1.3 Señalización ........................................................................................................ 111

g. DOCUMENTOS DE REFERENCIA....................................................... 113

h. CONTROL DE REGISTROS ................................................................. 113

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i. CONTROL DE CAMBIOS ..................................................................... 113 j. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN ............ 114

k. ANEXOS ............................................................................................... 114


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a. PROPÓSITO

En la presente guía se muestran todos los aspectos que deben considerarse en el diseño de líneas de transmisión de alto voltaje. Todos los temas tratados orientan el diseño de las líneas de transmisión de 138 y 230 kV en el territorio de la República de Costa Rica. En esta versión del manual, se trabajó con un grupo multidisciplinario para realizar las actualizaciones.

b. ALCANCE

La guía debe utilizarse para el diseño de líneas de transmisión de alta tensión: 138 y

230 kV en el territorio de la República de Costa Rica.

No se incluyen los parámetros para otros voltajes ni inferiores ni superiores a los

indicados.

c. DOCUMENTOS APLICABLES

Número de

norma/Decreto Nombre

IEC INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION

IEC 60060-3 HIGH-VOLTAGE TEST TECHNIQUES

IEC 60071-1 INSULATION CO-ORDINATION: DEFINITIONS, PRINCIPLES AND RULES

IEC 60071-2 INSULATION CO-ORDINATION: APPLICATION GUIDE

IEC 60104 Aluminium-magnesium-silicon alloy wire for overhead line conductors

IEC 60120 Dimensiones de acoples de rótula y bola para cadenas de aisladores.

IEC 60815-3 GUIDE FOR THE SELECTION OF INSULATIONS IN RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS

IEC 60305 Características de cadenas de aisladores de tipo de casquete y pin.

IEC 60372-1 Dispositivos de cierre para acoples de rótula y bola para cadenas de aisladores. Parte 1: Dimensiones y requisitos generales.

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IEC 60372-2 Dispositivos de cierre para acoples de rótula y bola para cadenas de aisladores. Parte 2: Pruebas.

IEC 60383 Pruebas en aisladores de cerámica ó vidrio para líneas aéreas con un voltaje nominal mayor a 1000 voltios.

IEC 60437 Prueba de radio interferencia en aisladores.

IEC 60471 Dimensions of clevis and tongue couplings of string insulators units.

IEC 60507 Pruebas de contaminación artificial en aisladores de alto voltaje para ser usados en sistemas de corriente alterna.

IEC 60575 Pruebas de rendimiento termomecánico y rendimiento mecánico en cadenas de aisladores.

IEC 60652 Loading tests on overhead line structures

IEC 60797 Resistencia residual de las cadenas de aisladores de vidrio ó de cerámica en líneas aéreas después de daño mecánico en el

dieléctrico.

IEC 60815 Guía para la selección de aisladores en entornos contaminados.

IEC 60888 Zinc-coated steel wires for stranded conductors

IEC 61109 Aisladores de material compuesto para líneas aéreas en Corriente Alterna con tensión nominal mayor a 1000V – Definiciones, métodos

de pruebas y criterios de aceptación.

IEC 61232 Aluminium-clad steel wires for electrical purposes

IEC 61466-1 Cadenas de Aisladores de material compuesto para líneas aéreas en Corriente Alterna con tensión nominal superior a 1000V - Clases de

carga estándar y accesorios terminales.

IEC 61466-1 Cadenas de Aisladores de material compuesto para líneas aéreas en AC con tensión nominal superior a 1000V - Dimensiones y

características eléctricas.

IEC 61952 Aisladores para líneas de aéreas – Aisladores de material compuesto tipo poste en corriente alterna con tensión nominal superior a 1000V.

Decreto 29296-SALUD-MINAE

DECRETO EJECUTIVO DEL AÑO 2001 DONDE SE REGULAN LOS VALORES DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS EN COSTA RICA

Decreto 78718 – S

DECRETO DEL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA Y EL MINISTRO DE SALUD

DONDE SE REGULAN LOS VALORES MÁXIMOS DE RUIDO AUDIBLE EN COSTA RICA

ITU G.652.D Características de las fibras y cables ópticos monomodo

TIA/EIA-598 OPTICAL FIBER CABLE COLOR CODING

IEEE 80 Guide for Safety in AC Substation Grounding

IEEE 738 Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors


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ACI 318 Requisitos de Reglamento para Concreto Estructural

ACI 360 Design of Slabs-on-Ground

ACI 336 Design and Construction of Drilled Piers

ACI 543 Guide To Design, Manufacture, and Installation of Concrete Piles

ASTM American Society for Testing Materials

ASTM A6 Standard Specification for General Requirements for Rolled Structural Steel Bars, Plates, Shapes, and Sheet Piling

ASTM A123 Standard Specification for Zinc (Hot-Dip Galvanized) Coatings on Iron and Steel Products

ASTM A143 Standard Practice for Safeguarding Against Embrittlement of Hot-Dip Galvanized Structural Steel Products and Procedure for Detecting

Embrittlement

ASTM A153 Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware

ASTM A706 Standard Specification for Deformed and Plain Low-Alloy Steel Bars for Concrete Reinforcement

ASTM B227 Standard Specification for Hard-Drawn Copper-Clad Steel Wire

ASTM B228 Standard Specification for Concentric-Lay-Stranded Copper-Clad Steel Conductors

ASTM C-33 Standard Specification for Concrete Aggregates

ANSI American National Standards Institute

ANSI C29.1 Métodos de prueba estándar para aisladores de potencia eléctrica.

ANSI C29.2 Estándar Nacional Estadounidense para aisladores de suspensión, fabricación de porcelana húmeda y vidrio templado.

CIGRE, Parte 1 y 2

International Council on Large Electric Systems Safe design tension with respect to aeolian vibrations

EPRI 1491-1 Aterrizaje de líneas de transmisión, volúmenes 1 y 2

PCI Guide for design of Prestressed Concrete Poles

Publicación No. 1 CISPR

Especificación para aparatos medidores de radio interferencia CISPR para el rango de frecuencia de 0,15 MHz a 30 MHz.

Publicación 7B CISPR

Segundo suplemento a la publicación 7 del CISPR (1969). Recomendaciones del CISPR.

ISO/R 1101/1 Tolerancia de forma y de posición. Parte 1: Generalidades, símbolos e indicaciones en esquemas.

ASCE 10-97 Design of Latticed Steel Transmission Structures

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Manual No. 72, ASCE

Design of Steel Transmission Pole Structures

CCCR Código de Cimentaciones de Costa Rica

CSCR Código Sísmico de Costa Rica 2010

DE 25700-MINAE

Decreto Ejecutivo N° 25700-MINAE del 15 de noviembre de 1996, “Declaratoria de la veda total del aprovechamiento de árboles en

peligro de extinción”.

d. DEFINICIONES

Arqueo (Flashover): Descarga disruptiva sobre la superficie de un dieléctrico en

gas o líquido.

Aterrizamiento Eficaz (Functional Earthling): Puesta a tierra para desviar

corriente a frecuencia industrial de modo tal que no surjan altos voltajes de toque

y paso.

Circuito: Conjunto de conductores que hacen la conexión de un sistema de

tensión trifásica.

Conductor de Tierra: Un conductor que pertenece a un electrodo de tierra o a

una conexión eléctrica entre una pata de torre y un electrodo de tierra.

Conductor de una Línea: Cable constituido de hilos trenzados fabricados

principalmente de un material que ofrece poca resistencia al movimiento de

carga eléctrica y se utiliza para transportar la electricidad de un punto a otro.

Conductor Duplex/Pareado (Double Conductor): Haz de dos conductores.

Contención de falla: Casos de carga estructurales en los cuales se simula en

estado estático la pérdida de tensión en conductores y/o hilos de guarda. El

criterio consiste en dotar de capacidad de carga longitudinal a las estructuras

para que puedan contener una falla y evitar un “efecto dominó”.

Contraantena Eléctrica Continuo ó Contrapeso (Continuo Counterpoise):

Electrodo de tierra que consiste de un conductor que conecta continuamente una

o más torres a través de cables de baja impedancia con el objetivo de reducir la

resistencia equivalente de puesta a tierra de las mismas.

Cuernos de Arqueo (Arcing Horns): Dispositivo cuya función es la de evitar

daño por arcos en aisladores y conductores.

Densidad de Rayo (Lighting Density): Cantidad de rayos que caen por km² en

un año.

Descarga Disruptiva (Disruptive Discharge): Fallo de aislamiento bajo tensión

eléctrica, en que la descarga salta completamente el aislamiento.

Distancia de Arqueo (Flashover Distance):Distancia a la que se produce

corto-circuito durante un flameo.


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Distancia de Fuga (Leakage/Creepage Distance): Distancia más corta, o suma

de distancias más cortas, a lo largo del contorno exterior de las partes aislantes

del aislador, medida desde las partes de metal entre las que el voltaje de

operación total para el aislador es aplicado normalmente. La distancia a través

de la sección donde se aplica el cemento en el aislador no se considera como

constitutiva de la distancia de conducción superficial para el aislador. Sin

embargo, la distancia a través de la capa superficial semiconductora de los

aisladores es considerada como distancia de conducción superficial efectiva.

EDT: Tensión media diaria del conductor (Every Day Tension)

Electrodo de Tierra (Earth Electrode): Un conductor (o varilla) o grupo de

conductores (o varillas) en contacto directo con la tierra, con el propósito de

ofrecer una conexión de baja impedancia.

Entronque: Apertura de al menos un circuito trifásico de una línea de

transmisión madre hacia una nueva barra de una subestación, por lo que la línea

madre se divide en el punto de derivación.

EPRI: Electric Power Research Institute

Estructuras de transmisión: Estructuras que se utilizan para soportar los

cables que trasiegan energía y los cables de protección o hilo guarda.

Factor de Fallas a Tierra (Earth - Fault Factor): Razón entre el voltaje R.M.S

de fase a tierra más alto a frecuencia industrial en una fase durante una falla a

tierra y el voltaje R.M.S de fase a tierra de frecuencia industrial que sería

obtenido sin la falla.

f'c: Resistencia a la compresión uniaxial del concreto a los 28 días después del

colado.

Haz de Conductores (Bundle Conductors): Un grupo de conductores

separados y conectados en paralelo.

Hilo Guarda (Shield Wire / Overhead Ground Wire - OHGW): Cable

conectado al sistema de puesta a tierra colocado en la parte superior de las

estructuras y encima de los conductores de fase, con el objetivo de blindar la

línea de transmisión y disminuir el número de rayos que golpean directamente a

los conductores de fase. De esta forma si el rayo golpea el hilo de guarda, esa

corriente será enviada a tierra.

HTLS: Alta tensión – Baja Flecha (High Tension - Low Sag)

Índice de fallas por Rayo: Cantidad de fallas por rayo por cada 100 km de línea

por año (salidas/año/100km).

Línea de Transmisión: Sistema de alta tensión compuesto por estructuras,

conductores, aislamiento y herrajes con el objetivo de transportar electricidad

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entre 2 puntos del sistema de potencia.

Nivel Ceráunico (Keraunic Level): Número promedio de días de tormenta por

año. Concepto sustituido actualmente por la densidad de descargas

atmosféricas.

Nivel de Aislamiento (Insulation Level): Capacidad de soporte de sobrevoltaje

producidos por maniobra e impulso y voltajes a frecuencia industrial que no

causan disrupción en la línea.

PLS CADD: Software de diseño de líneas de transmisión.

SEN: Sistema Eléctrico Nacional.

Subconductor: Uno de los conductores del haz.

Subestación: Instalación destinada a modificar y establecer los niveles de

tensión de un sistema de potencia para facilitar el transporte y distribución de le

energía eléctrica.

TFLASH: Software de diseño líneas ante descargas atmosféricas

TMD: temperatura media diaria (°C)

Transposición: Cambio de posición de los conductores de una línea llevado a

cabo para establecer simetría eléctrica adecuada de los conductores entre unos

y otros y con respecto a tierra. Por lo general se utiliza en circuitos con longitud

mayor a 100 km.

UTS: Tensión Última de ruptura

Voltaje Máximo de Operación de un Sistema Trifásico (Highest Voltage): El

voltaje R.M.S fase-a-fase más alto que pueda llegar a ocurrir bajo condiciones

operativas normales en cualquier momento y cualquier punto del sistema.

Excluye voltajes transitorios (tales como los debidos a maniobras) y variaciones

de voltaje temporales debidas a condiciones anormales (tales como aquellas

debidas a condiciones de falla o a la desconexión repentina de grandes cargas)

Este voltaje máximo de operación corresponde a un 5% sobre el voltaje nominal.

Voltaje Nominal de Soporte (Rated Withstand Voltage): Valor R.M.S de

voltaje sinusoidal a frecuencia industrial que la línea debe soportar bajo pruebas

hechas en condiciones especificadas y durante un tiempo especificado

generalmente menor a 1 minuto.

Voltaje Nominal de un Sistema Trifásico (Nominal Voltage): El voltaje

nominal R.M.S fase-fase de diseño del sistema y con el cual se relacionan

ciertas características operativas del sistema.

Voltaje Nominal no disruptivo de corta duración a frecuencia industrial

(Rated Short Duration Power Frequency Withstand Voltage): Valor pico de

un voltaje de prueba al impulso ante el cual el aislamiento presenta, bajo

condiciones especificadas, una probabilidad de no fallar igual a una probabilidad

específica de referencia. Esta probabilidad de referencia se escoge a 90% de

acuerdo con la Publicación IEC-60071.


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e. RESPONSABILIDADES

No aplica

f. REQUERIMIENTOS DE DISEÑO

1 AISLAMIENTO

1.1 Generalidades

El nivel de aislamiento debe elegirse de tal forma que se obtenga un balance apropiado entre la seguridad operativa de las líneas y sus costos. La seguridad operativa para la línea es dependiente de su capacidad para soportar sobrevoltajes, pero por razones económicas el nivel de aislamiento no puede elegirse para que soporte todos los sobrevoltajes posibles. El nivel de aislamiento normalizado debe proveer una seguridad apropiada aun cuando su valor se vea disminuido por contaminación de los aisladores, por flameo de los aisladores de una cadena o por cualquier otra causa. La separación en aire entre conductores de fase y partes de torres debe elegirse de forma tal que provea una buena seguridad operativa bajo combinaciones normales de sobrevoltaje, fuerza del viento y temperatura. Suponer que los sobrevoltajes máximos ocurren al mismo tiempo que los conductores de fase asumen la posición más desfavorable, (fuerza de viento máxima), a las condiciones más desfavorables, resulta en un diseño antieconómico.

1.2 Niveles de aislamiento, separaciones de seguridad en aire y distancias de conducción superficial

1.2.1 Niveles de Aislamiento

La Publicación IEC 60071-1, IEC 60071-2, “Coordinación de aislamiento” puede utilizarse como lineamiento general para determinar niveles de aislamiento. Las demandas en la confiabilidad debidas a la operación y sobrevoltajes para líneas de transmisión y subestación influyen en el diseño del nivel de aislamiento.

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El nivel de aislamiento se basa en valores nominales de voltaje no disruptivo a frecuencia industrial y nivel no disruptivo al impulso (Lighting Impulse Withstand Level - LIWL). Cuando se selecciona el nivel de aislamiento, se deben considerar los sobrevoltajes generados por el sistema mismo, aquellos generados desde el exterior por tormentas eléctricas y las exigencias impuestas por la contaminación de aisladores. En el Cuadro 1 se muestran los niveles de aislamiento mínimos de acuerdo con IEC-60071-1 y valores de voltajes no disruptivos a tierra. Cuadro 1: Niveles de Aislamiento Mínimos de Acuerdo con IEC-60071-1 y Valores

de Voltaje no Disruptivos a Tierra.

Voltaje

Nominal

Sistema

(kV)

Voltaje

Máximo

Sistema

(kV)

Altura Sobre el Nivel

del Mar

(m)

Voltaje no

disruptivo a

frecuencia

industrial (kV)

Voltaje no

disruptivo al

impulso

(kV)

138 142 0 - 1000 275 650

1000 - 2000 300 715

2000 - 3500 360 845

230 245 0 - 1000 460 1 050

1000 - 2000 505 1 150

2000 - 3500 600 1 360

Las condiciones para las pruebas de voltaje deben estar de acuerdo con la Publicación IEC 60060-3, “Técnicas para pruebas de alto voltaje”.

1.2.2 Separaciones en Aire para Torres

Los valores normalizados para las separaciones mínimas de arqueo en aire entre conductor de fase y partes de torres están dados e ilustrados en la Figura 1 para cada uno de los escenarios descritos a continuación:

Escenarios de Carga A:

EDS: tensión media diaria, calculada para temperatura media anual considerando la carga normal del conductor y sin viento (Every Day Strength - EDS), las temperaturas ambiente para cada zona se muestran en el Anexo A.


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. Esta condición se combina con la posibilidad de caída de un rayo. En esta condición se debe respetar el margen de 0.75 m a partir de la cara lateral de la torre como se indica en la Figura 1.

Escenario de Carga B:

Oscilación de la cadena de aisladores debida al efecto del viento sobre el conductor con la presión calculada mediante la ecuación 2.1 y para la temperatura del conductor EDS. Esta carga de viento se combina con la ocurrencia de una sobretensión por maniobra.

𝐏𝐯 = 𝟎, 𝟑𝟏𝟗 × 𝑽𝟐 [𝑷𝒂] 1.1

Donde el factor 0.319 (no adimensional) resulta de multiplicar el valor de 0.613 de la ecuación 3.7 por un valor de 0.52 perteneciente al factor de respuesta de ráfaga G donde:

PV : presión del viento en Pa

V : velocidad del viento en m/s (de acuerdo al mapa de vientos del Anexo B)

Escenario de Carga C:

Oscilación máxima de la cadena de aisladores debido a la carga de viento. Esta condición se combina con una operación normal del circuito a frecuencia industrial (60 Hz) para calcular la separación mínima requerida a diferentes alturas como se muestra en el cuadro 2.

Escenario de Carga D:

Para efectos de seguridad durante la escalada de personal especializado con la línea energizada, se considera este escenario para una condición EDS sin viento e indicando las mismas distancias de arco en seco mostradas en el escenario B y respetando el margen de 0.75 m a partir de la cara lateral de la torre y de 1.50 m sobre el piso de la ménsula inferior a la fase en estudio, como se ilustra en la Figura 1. Para labores de mantenimiento con la línea caliente, las distancias de trabajo con las partes energizadas deberán ser revisadas y aprobadas por el supervisor encargado del trabajo de mantenimiento.

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Figura 1: Separaciones mínimas de arqueo requeridas para los diferentes

escenarios de carga


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Cuadro 2: Separaciones mínimas de arqueo en aire entre conductor de fase y partes de torres.

Para casos específicos como repotenciaciones o reconstrucciones puede hacerse un análisis puntual sobre las distancias de arqueo requeridas.

1.2.3 Separaciones en el Vano

Las separaciones de los conductores en los vanos de la línea deben calcularse considerando el riesgo de que los conductores choquen entre sí. Los valores a utilizarse están dados en el capítulo 4.

1.2.4 Distancias de Fuga para Aisladores de Fase

El aire contiene cantidades variables de impurezas que pueden contaminar las superficies del aislador. Estas impurezas combinadas con humedad, (condensación, niebla o llovizna), producen saltos de corriente a través de la superficie de los aisladores. Para reducir el riesgo de que se produzca este tipo de falla se le da al aislamiento una ruta de conducción superficial más larga. Este no es el único factor que hay que considerar para prevenir el flameo por contaminación. La forma, diámetro, tipo de aislador también son factores importantes. En el Cuadro 3 se muestra la distancia específica de fuga mínima según la norma IEC-60815 para diferentes grados de contaminación en aisladores. El cálculo de la cantidad de aisladores se hizo considerando aisladores estándar con diámetros de 250 mm y distancias de fuga de 292 mm. Se utilizó además el voltaje R.M.S máximo para cada nivel de tensión, a saber 142 kV y 245 kV respectivamente.

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El aislamiento requerido para una determinada línea está dado por el requerimiento de la misma para soportar sobrevoltajes de impulso producidos por rayos (Cuadro 1), combinado con las demandas debidas a la contaminación, Cuadro 3 tomado de la norma IEC-60815. Para el diseño debe utilizarse el mayor valor obtenido del estudio de los casos anteriormente citados.

Cuadro 3: Distancias de Fuga en mm/kV de voltajes fase-fase más altos del sistema para diferentes niveles de contaminación.

Según los valores obtenidos en el proyecto de medición de contaminación de aislamientos realizado por el ICE entre el año 1994 y el año 2000, en Costa Rica se encontraron solo valores ubicados en nivel I y nivel II según la norma IEC-60815. A partir de esos datos se elaboró el mapa de contaminación que se muestra en el Anexo B Mapa de velocidad del viento.


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Anexo C

1.2.5 Aisladores entre Fases

Para aisladores entre fases los voltajes de soporte al impulso dados en el Cuadro 1 deben aumentarse al menos en un 115%, el voltaje de disrupción a frecuencia industrial en al menos 175% y la distancia de fuga de acuerdo al Cuadro 3, en al menos 175%.

1.3 Sobrevoltajes y disruptividad del aislamiento

1.3.1 Sobrevoltaje

El sobrevoltaje en una instalación eléctrica es generado en parte por el sistema eléctrico mismo y en parte por perturbaciones de origen atmosférico. Los sobrevoltajes más importantes generados dentro del sistema son aquellos producto de operaciones de accionado de interruptores. Estos sobrevoltajes

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pueden ser especialmente grandes cuando el voltaje antes de la desconexión es más alto de lo normal. En los sobrevoltajes generados por el sistema mismo (maniobras en el sistema), la amplitud pico (a tierra) típicamente no excede, por regla general, 2,5 veces la amplitud del voltaje de fase del sistema. Los sobrevoltajes debidos a perturbaciones atmosféricas son producidos por rayos que caen en las cercanías de la línea o que golpea directamente los conductores o las estructuras de soporte. Los sobrevoltajes inducidos por rayos que impactan a tierra en las cercanías de la línea no afectan el aislamiento de líneas de transmisión debido al nivel de rigidez dieléctrica de estos, sin embargo sí puede provocar perturbaciones o salidas en líneas con aislamientos inferiores, como las líneas de distribución. Los sobrevoltajes debidos a la caída directa de rayos son más peligrosos que los sobrevoltajes inducidos. Con un blindaje adecuado, la mayoría de los rayos caen en los hilos guarda y las corrientes producidas por estos son desviadas directamente a tierra. Sin embargo, si la corriente es alta y/o la resistencia de la base de la torre es alta, puede producirse un retrodescarga (backflashover) hacia los conductores. Estas retrodescargas producen ondas de sobrevoltaje con frentes muy cortos, 0.1 μs. El blindaje de una línea nunca es perfecto y siempre existe la posibilidad de que los rayos golpeen directamente al conductor. En esos casos la amplitud de voltaje puede alcanzar miles de kV con un tiempo de frente menor a 1 μs. El sobrevoltaje producirá retrodescargas en las primeras torres cortándose de esta manera la onda. El voltaje de impulso estándar (1,2/50 μs) para pruebas de voltaje de impulso, es relativamente representativo de la onda promedio de sobrevoltaje sin truncamiento de una descarga directa. En la definición del aislamiento de una línea se pide que, como mínimo, el aislamiento soporte los sobrevoltajes generados por el sistema mismo. Las demandas de confiabilidad de la línea implican que ésta también debe soportar, hasta cierto grado, los sobrevoltajes atmosféricos.

1.3.2 Soporte de aislamiento para aisladores de línea

Los aisladores deben diseñarse de acuerdo con los criterios concernientes a la disruptividad de aislamiento expuestos en el capítulo 5.


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1.4 Aplicación a diferentes tipos de líneas

1.4.1 Torres de celosía de acero y postes de concreto

Para torres de acero y postes de concreto el aislamiento de línea consiste exclusivamente del aislamiento del aislador de fase. El aislamiento a tierra, por lo tanto, determina el nivel de aislamiento para el diseño. Las distancias entre electrodos de cadenas de aisladores protegidas con cuernos de arqueo, deben cumplir con las establecidas según el estudio de coordinación de aislamiento.

1.4.2 Postes de madera

Para postes de madera el aislamiento de línea consiste del aislamiento del aislador de fase y el aislamiento de la madera. La contribución del aislamiento de madera depende del diseño del poste y el sistema de puesta a tierra.

1.4.3 Líneas Paralelas

Si los costos por perturbaciones en caso de fallas simultáneas en las líneas son muy altos, cada línea deberá ser erigida en torres separadas y estar provista con cables de protección. La puesta a tierra de las torres deberá ser separada para diferentes líneas, con el objetivo de que se dé una impedancia mutua lo suficientemente baja. Si tramos largos de la línea pasan por montañas o tierra de alta resistividad, la distancia entre las puestas a tierra de las torres para las líneas deberá ser mayor a 50 m. Esto puede lograrse alternando las torres a lo largo de la ruta para las diferentes líneas si es aceptable desde el punto de vista ambiental. Además se requiere el análisis del comportamiento de los conductores de las líneas implicadas. No es apropiado el interconectar el sistema de puesta a tierra para diferentes líneas sin un estudio detallado de cada caso individual. La interconexión reduce, indudablemente, la frecuencia total de falla por rayo, pero aumenta el riesgo de falla simultánea de línea. Los factores importantes en esta conexión son altura y tipo de torre, resistividad de la tierra, diseño del sistema de alambre de protección, etc.

1.4.4 Torres con dos o más circuitos

Cuando dos o más circuitos están suspendidas de torres comunes, existe un gran riesgo de que ocurran contorneamientos simultáneamente en más de una línea en caso de que un rayo incida en una de ellas. Además es importante reducir a un máximo la probabilidad de falla mediante la utilización adecuada de cables guarda (ver sección 1.5 y 1.7) y por medio de una puesta a tierra de las torres tan efectiva (resistencia baja) como sea posible (ver sección 1.7).

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Se recomienda en estos casos realizar un estudio de mediante programas de simulación como TFLASH o EMTP para determinar el aislamiento adecuado para cada circuito, el blindaje de las fases y la puesta a tierra de la estructura.

1.5 Hilos de guarda

La función de cables guarda continuos es aumentar la seguridad operacional de la línea aérea contra sobrevoltajes atmosféricos, y reducir la interferencia producida por la línea a líneas de telecomunicación vecinas. La protección reduce el riesgo de caída directa de rayos a conductores de fase y posibilita conectar electrodos de tierra en paralelo, mejorando así la puesta a tierra para la línea. A continuación se muestra una ilustración del ángulo de blindaje que ofrece el hilo de guarda a los conductores de fase según sea su posición, se ilustra la convención de signo del ángulo de blindaje:

Figura 2: Representación de ángulo de blindaje negativo y positivo

En la sección 1.7 se revisa el método para diseñar los de hilos de guarda.


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1.6 Fibra óptica para líneas de transmisión

Con el objetivo de optimizar al máximo el uso de todos los elementos, espacios físicos y el valor agregado que ofrecen las nuevas tecnologías, toda línea de transmisión que sea incorporada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) deberá poseer un cable con fibra óptica, que intercomunicará las subestaciones conexas.

1.7 Cable OPGW

El ICE ha normalizado el uso de cable de hilo de guarda con núcleo óptico (OPGW, por sus siglas en inglés); a menos que se indique lo contrario, como el medio físico para la comunicación de los equipos descritos anteriormente.

1.7.1 Vida útil definida para el cable OPGW en el SEN

El cable OPGW deberá comportarse según las especificaciones solicitadas y de manera estable, durante un período no menor de 20 años (vida útil que ha definido el ICE para su posible reemplazo).

1.7.2 Premisas para el diseño de sistemas OPGW en líneas de transmisión

El sistema OPGW en las líneas de transmisión deberá ser tal, que garantice la mayor distancia entre tramos, y por ende, entre puntos de empalme para su núcleo óptico, de manera que la atenuación total para un enlace, sea la mínima posible. De lo anterior se desprende que el diseño de una línea de transmisión deberá basarse en una investigación previa que contemple elementos y factores que garanticen esa premisa. Algunos de los factores que deberán contemplarse en el proyecto para la instalación de un sistema OPGW en líneas de transmisión son los siguientes:

Sitios para la colocación de equipos de tendido (que cumplan con los requisitos que indique el método de tendido).

Caminos de acceso.

Pesos de equipos y materiales adecuados para su transporte y ubicación en los sitios de tendido.

Los sitios definidos deberán ser de fácil y rápido acceso para realizar los empalmes y los futuros mantenimientos.

Además de todos factores que sean contemplados por el diseñador de la línea de transmisión y el fabricante del cable, para extenderle la vida útil al máximo.

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1.7.3 Corriente de cortocircuito para el OPGW

El valor a utilizar para la corriente de corte circuito se indica en el capítulo 4. Si la línea de transmisión posee más de un hilo de guarda, la corriente de diseño para corto circuito del cable OPGW podría ser menor para lo cual se debe realizar el análisis correspondiente de tal manera que ambos hilos de guarda funcionen correctamente. Además, para garantizar un adecuado comportamiento y la integridad física de todos los elementos que componen la estructura mecánica del cable OPGW y su núcleo óptico, los esquemas de protecciones de línea de los equipos que se utilizarán para tal fin, deberán ajustarse de manera tal, que los tiempos de despeje de fallas sean iguales o menores a los normalizados por el ICE.

1.7.4 Núcleo óptico de un cable OPGW

El núcleo óptico deberá poseer un mínimo de 24 hilos de fibra óptica en cumplimiento con las recomendaciones ITU G.652.D y coloreados de acuerdo a la norma TIA/EIA-598.


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Figura 3. Código de colores para el núcleo óptico OPGW

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1.7.5 Extremos de los sistemas OPGW

El ICE ha normalizado el inicio y culminación de los sistemas de OPGW, en los pórticos de las subestaciones conexas, definiendo como sitio de empalme, alguna de las columnas de los módulos de línea donde culminen los conductores de fase. Se deja al diseñador su punto final, de manera que la extensión del cable OPGW desde la última torre a la columna de la subestación, cumpla con el blindaje y las distancias mínimas a los conductores de fase. El hilo de guarda por ningún motivo, deberá ser introducido a los ductos de cableado de control dentro de la subestación. Para evitar lo anterior, siempre se utilizará un empalme de transición hacia un cable de fibra óptica dieléctrico como se muestra en la Figura 4.

Figura 4. Caja de transición OPGW cable dieléctrico para empalmes ópticos

1.7.6 Caja de registro

Para albergar la reserva de cable dieléctrico para la transición, se deberá construir una caja de registro adyacente al cimiento de la columna del módulo de Línea de Transmisión, donde se albergará una reserva de cable dieléctrico de fibra óptico no inferior a 10m y superior a 15m.

1.8 Diseño detallado de cables de protección

El ángulo de protección y el número de hilos de guarda, uno o dos, debe ser determinado mediante simulación usando software especializado como el TFLASH de la EPRI para determinar el blindaje óptimo, sin embargo se ha demostrado a


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partir de algunos estudios realizados en el ICE que el ángulo óptimo es de cero grados para torres de dos circuitos con dos hilos de guarda.

1.8.1 Dimensionamiento de la capacidad de cortocircuito

Para efectos del dimensionamiento de los conductores de guarda, los valores de corriente de cortocircuito que debe utilizarse son los derivados de un estudio de largo plazo a un horizonte mínimo de 15 años. Los cálculos de las corrientes contemplarán la evolución del sistema eléctrico de acuerdo con los planes de expansión de generación y transmisión nacionales vigentes. El cálculo será responsabilidad del propietario de infraestructura de transmisión involucrado.

1.9 Diseño de puesta a tierra de torres

La puesta a tierra de torres puede ser lograda por medio de electrodos de tierra o por medio de contrapesos eléctricos continuos. Cuando la tierra cercana a la torre tiene una buena conductividad, se puede utilizar un sistema de aterrizamiento compuesto por varillas de puesta a tierra y sus conductores de tierra. Cuando el suelo tiene una baja conductividad se pueden hacer pequeñas mallas de tierra formadas por la unión de los sistemas de aterrizamientos individuales mencionados anteriormente y uniéndolos mediante un cable. Cuando la conductividad es pobre, se puede buscar un terreno con mejores condiciones en los alrededores de la estructura y de ser posible, hacer una pequeña malla de tierra en ese sitio para conectarla con la torre. Otra solución es utilizar un solo cable continuo que interconecte la estructura con otras que se localicen en sitios donde el terreno tenga valores de resistividad más bajos. Este sistema frecuentemente provee de condiciones de puesta a tierra mejores que los sistemas de tierra que se puedan obtener separadamente en cada torre. El sistema que se vaya a utilizar dependerá del criterio seleccionado por el diseñador con base en estudios preliminares y los valores de resistencia que se vayan obteniendo para cada torre durante la construcción. Por norma se ha trabajado con un valor de puesta a tierra máximo de 10 Ohmios, sin embargo, esto debe diseñarse como parte del estudio de desempeño de la línea de transmisión ante descargas atmosféricas y por lo tanto el estudio determinará si se pueden presentar excepciones a ese valor en los casos en que sea complicado técnica y económicamente lograr el valor mencionado. Ver sección 1.11 Para diseño detallado de puesta a tierra ver el Capítulo 7.

1.10 Diseño de protección contra arcos

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La protección contra arcos para aisladores y conductores incluye anillos de arqueo y varillas preformadas en el conductor. Las reglas para el diseño y aplicación de la protección contra arcos están dadas en el Capítulo 4. Los anillos de arqueo generalmente reducen los niveles de aislamiento de la cadena de aisladores si a la hora de utilizarlos no se agregan aisladores extra para cumplir los requisitos de la coordinación de aislamiento. Cuando se instalan anillos de arqueo en el extremo del conductor de la cadena de aisladores, la distribución de voltaje sobre las cadenas será mejorada. Es sumamente importante tomar en cuenta los mayores voltajes que se pueden producir en el sistema a la hora de diseñar la protección contra arqueo. En líneas con altas corrientes de cortocircuito o de falla, los anillos de arqueo deben diseñarse de tal manera que el arco, bajo la acción de las fuerzas electromagnéticas, sea conducido hacia fuera con respecto a la cadena de aisladores y los conductores de fase.

1.11 Desempeño de líneas de transmisión ante descargas atmosféricas

1.11.1 Generalidades

La gran mayoría de las fallas en la red se deben a efectos de descargas atmosféricas en las líneas de transmisión.

1.11.2 Formas de interacción de la descarga atmosférica con la línea de transmisión

Existen 3 formas de interacción de las descargas atmosféricas con las líneas de transmisión, estas interacciones se dan según sea el punto de impacto de la descarga atmosférica con respecto a la línea de transmisión:

Sobretensión en línea de transmisión por impacto directo: En este caso el rayo impacta directamente a los conductores de fase. El rayo se propaga a ambos lados del punto de impacto. La sobretensión por impacto directo es proporcional a la corriente del rayo y la impedancia en alta frecuencia de los conductores. Si la sobretensión es lo suficientemente elevada, se vencerá la rigidez dieléctrica del aislamiento y se dará un flameo en el aislador, causando falla, y por ende, salida de la línea de transmisión. A este tipo de falla se le denomina Falla por Impacto Directo.


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Figura 5: Mecanismo de impacto del rayo en conductor de fase.

SobretensiónFase impactada( V ) = 𝐼𝑟𝑎𝑦𝑜

2(𝐴) ∗ 𝑍𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 (Ω) 1.2

Dónde: 𝐼𝑟𝑎𝑦𝑜 Corriente de impulso del rayo (A).

𝑍𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 Impedancia del conductor en alta frecuencia (Ω).

Sobretensión en línea de transmisión por impacto del rayo al hilo de guarda o estructura de la torre: En este caso el rayo se propaga a tierra a través de los hilos de guarda, la torre y el electrodo de puesta a tierra. Estos elementos por donde se propaga el rayo, se oponen a la conducción del mismo a través de una impedancia de alta frecuencia, si este conjunto de impedancias son lo suficientemente elevadas, y si la magnitud de la corriente del rayo también lo es, se experimentará una sobretensión lo suficientemente alta, que puede provocar flameo en el aislamiento y por lo tanto una falla que saca a la línea de operación, a este tipo de falla se le llama Falla por Retrodescarga (Backflashover).

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Figura 6: Mecanismo de impacto del rayo en hilo de guarda o torre.

Sobretensiónsistema puesto a tierra = (𝑍𝑔𝑤∗𝑍𝑇

2∗𝑍𝑇+𝑍𝑔𝑤+ 𝑅𝑇) (Ω) ∗ 𝐼𝑟𝑎𝑦𝑜( 𝐴 ) 1.3

Dónde:

𝐼𝑟𝑎𝑦𝑜 Corriente de impulso del rayo(A).

𝑍𝑔𝑤 Impedancia del conductor de hilo de guarda en alta frecuencia (Ω).

𝑍𝑇 Impedancia de impulso de la torre (Ω).

𝑅𝑇 Resistencia del electrodo de puesta a tierra (Ω).


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Sobretensión en línea de transmisión por impacto del rayo a tierra en las cercanías de la línea de transmisión: En este caso el rayo impacta a tierra lo suficientemente cerca de una línea de transmisión, el rayo por electromagnetismo, induce una sobretensión en la línea de transmisión, si esta sobretensión es lo suficientemente elevada, puede vencer la rigidez dieléctrica del aislamiento y por ende provocar una falla que saca a la línea de operación, a este tipo de falla se le llama Falla por Sobretensión Inducida. En redes de alta tensión este tipo de falla no es común debido a la alta rigidez dieléctrica en el aislamiento, caso contrario en redes de distribución donde si son un problema, debido a la baja rigidez dieléctrica de los aisladores.

Conociendo los 3 tipos de interacción de la descarga atmosférica con la línea de transmisión se puede definir el concepto de Desempeño de una Línea de Transmisión ante Descargas Atmosféricas.

1.11.3 Concepto de desempeño de una línea de transmisión ante descargas atmosféricas

Se le conoce como Desempeño de una Línea de Transmisión ante Descargas Atmosféricas, a la tasa de salidas que se espera tenga una línea de transmisión debido a la interacción que podría tener esta con las descargas atmosféricas en un periodo de un año. Por defecto esta tasa de salidas se expresa en número de salidas al año por cada 100 km de red. Por lo tanto:

(𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠= (

𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)

𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜 𝑑𝑖𝑟𝑒𝑐𝑡𝑜+ (

𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)

𝑅𝑒𝑡𝑟𝑜𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎+ (

𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ò𝑛 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎

1.4

Dónde:

(𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 Tasa de salidas al año por cada 100 km totales.

(𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜 𝑑𝑖𝑟𝑒𝑐𝑡𝑜

Tasa de salidas al año por cada 100 km por impacto

directo.

(𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)𝑅𝑒𝑡𝑟𝑜𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎

Tasa de salidas al año por cada 100 km por

retrodescarga.

(𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ò𝑛 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎

Tasa de salidas al año por cada 100 km por

sobretensión inducida.

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El desempeño de la línea de transmisión total, reflejado en términos de la tasa de salidas/año/100km totales es la suma de las tasas de salidas/año/100km por impacto directo, por retrodescarga y por sobretensión inducida. Enfáticamente este análisis se debe hacer a lo largo de toda la línea de transmisión en las torres y en medio de los vanos, tomando en consideración el modelo topográfico y electromecánico de la línea de transmisión, lo más recomendable es la utilización de software especializado en determinar el desempeño de las líneas de transmisión ante descargas atmosféricas como el TFLASH del EPRI.

La (𝑇𝑆𝑎ñ𝑜

100𝑘𝑚)

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 debe cumplir con los siguientes parámetros:

Cuadro 4: Tasa máxima permitida de salidas/100km/año en función del nivel de tensión de la línea de transmisión

Del Cuadro 4 se puede ver que se acepta como máximo, una determinada cantidad de salidas/año/100km totales para líneas de transmisión con determinado nivel de tensión, por lo tanto, si se espera una cantidad mayor de salidas que las indicadas en el Cuadro 4 se dice que una determinada línea de transmisión no tendría un desempeño aceptable ante descargas atmosféricas. Si por el contrario se tiene una cantidad de salidas/año/100km igual o menor a las indicadas en el Cuadro 4 se dice que si se tiene un desempeño aceptable de la línea de transmisión ante descargas atmosféricas.

1.11.4 Estudios requeridos para determinar el desempeño de líneas de transmisión ante descargas atmosféricas

Para determinar las salidas/año/100km por descarga atmosférica que se espera, tenga una línea de transmisión nueva o en reconstrucción bajo fase de pre diseño, se debe usar un software especializado en este tipo de estudios como el TFLASH del EPRI. Para realizar estos estudios se debe considerar el uso de la siguiente información del pre diseño de la línea de transmisión, con el fin de poder modelar de forma precisa la línea y el fenómeno del rayo:

Indicar nivel de tensión de la línea en kV.

Datos topográficos precisos de la servidumbre de la línea de transmisión para modelar las elevaciones del terreno.

Nivel de tensión de la

línea de transmisión

Tasa máxima permitida

de salidas/año/100km

138 kV 3

230 kV 2

Más de 230 kV 1


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Planos de todos los tipos de torre utilizadas en la línea de transmisión, con sus dimensiones en metros, para poder calcular la impedancia de impulso de las mismas.

Lista de todas las torres con su respectiva numeración donde se indique el tipo de torre que se usa en cada una y donde se indique la subestación de salida de la línea y la subestación de llegada, además en esta lista se debe indicar cuales torres son de remate, ángulo y suspensión.

Posiciones de los conductores en cada torre, esto es, altura respecto al suelo y respecto al centro de la torre en metros.

Figura 7: Ejemplos de posicionamiento de conductores

Longitudes de todos los vanos en metros.

Flechas de los conductores en todos los vanos en metros en condición de temperatura de operación EDS.

En casos de reconstrucciones, facilitar la resistencia del electrodo de puesta a tierra en ohmios, medido en cada sitio de torre de la línea de transmisión o en su defecto la resistividad del terreno y el tipo de electrodo utilizado en cada sitio de torre con todas sus dimensiones.

En caso de pre diseño de líneas de transmisión nuevas, utilizar como valor de resistencia de puesta a tierra de cada sitio de torre un valor de 10 Ohmios, este valor se debe revisar una vez se tengan los datos medidos de cada torre construida.

Datos del fabricante del tipo de conductor de fase e hilo de guarda.

Datos del fabricante de todos los aislamientos utilizados torre por torre.

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Cualquier equipo mitigador de sobretensiones que se considere utilizar en las líneas de transmisión, debe ser evaluado por medio de simulación digital para comprobar su efecto en relación con el desempeño global de la línea de transmisión ante descargas atmosféricas.

Datos de densidad de descargas atmosféricas en la zona de la línea de transmisión en flashes/km2/año proporcionados por la red de detección de descargas atmosféricas del ICE con un buffer de 5 km con cuadrículas de 1 km x 1 km = 1km2 para cada uno de los últimos 10 años previos a la fase de pre diseño y los datos promedio de la totalidad de los 10 años. Por ejemplo si el pre diseño se está haciendo en el año 2014, se deben tener los datos de densidad de descargas atmosféricas en mapas para el año 2004, 2005, 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013 y mapa promedio 2004 – 2013, según este ejemplo, para estas 11 condiciones por separado debe ser evaluado el desempeño de la línea ante descargas atmosféricas.

Curva de probabilidad acumulada de la corriente del rayo en la zona de la línea de transmisión en un buffer de 5 km para cada uno de los últimos 10 años previos a la fase de pre diseño y los datos promedio de la totalidad de los 10 años. Por ejemplo si el pre diseño se está haciendo en el año 2014, se deben tener los datos de la curva de probabilidad acumulada de la corriente del rayo para el año 2004, 2005, 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013 y datos promedio de 2004 – 2013, según este ejemplo para estas 11 condiciones por separado debe ser evaluado el desempeño de la línea ante descargas atmosféricas.

Para el caso de líneas nuevas, se deben proporcionar las coordenadas geográficas de la línea de transmisión torre a torre en proyección CRTM05, esto para lograr aproximar el paso de la línea de transmisión a través de una línea de tendencia y lograr identificar la zona de influencia de descargas atmosférica en el territorio nacional.

Arreglo de fases de la línea de transmisión, si hace trasposiciones, indicarlas.

Modelar la forma del impulso tipo rayo de manera estandarizada utilizando el impulso 1,2 / 50 microsegundos o en su defecto realizar a partir de datos históricos de la red de detección de descargas atmosféricas del ICE una estimación de la forma de onda del rayo en el sitio de la línea, usando para esto métodos estadísticos.

1.11.5 Datos generales de descargas atmosféricas en Costa Rica

Como referencia se muestran a continuación los siguientes datos:


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Figura 8: Densidades en flashes/km2/año en el territorio nacional en promedio entre el año 2004 -2013.

La Figura 8 muestra un mapa del territorio nacional con la densidad de descargas atmosféricas en flashes/km2/año en promedio entre los años 2004 – 2013, este mapa se facilita en este manual de diseño para efectos ilustrativos, para efectos de un estudio específico de una línea de transmisión, lo que se necesita es determinar un mapa específico de densidades descargas atmosféricas de la zona de la línea de transmisión tal y como se plantea en la sección 1.12.4. Se puede encontrar una versión ampliada de este mapa en el Anexo D. Por otro lado, para el territorio nacional, se muestra la curva de probabilidad acumulada de las corrientes del rayo en promedio entre los años 2004 – 2013, este gráfico se facilita en este manual de diseño para efectos ilustrativos, para efectos de un estudio específico de una línea de transmisión, lo que se necesita es

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determinar un gráfico específico de la probabilidad acumulada de la corriente del rayo en la zona de la línea de transmisión tal y como se plantea en la sección 1.12.4.

Figura 9: Probabilidad acumulada de ocurrencia de la corriente del rayo en promedio en Costa Rica del año 2004 - 2013.

1.12 Campos eléctricos y magnéticos

1.12.1 Campo eléctrico

Para el análisis de campo eléctrico se debe cumplir con el Decreto Ejecutivo 29296 SALUD-MINAE del año 2001 o la última normativa o legislación vigente. En dicho decreto se establece que el valor máximo permitido para Campo Eléctrico medido a 1 metro de altura en el borde de la servidumbre (independientemente del ancho de ésta) es de 2 kV/m. En todo diseño de línea de transmisión se debe realizar el estudio correspondiente para las condiciones de carga máxima del conductor en estado estable, sin considerar el viento y en los vanos donde exista el claro eléctrico más reducido.

1.12.2 Campo magnético

Para el análisis de campo magnético se debe cumplir con el Decreto Ejecutivo 29296 SALUD-MINAE del año 2001 o la última normativa o legislación vigente. En dicho decreto se establece que el valor de Campo Magnético máximo permitido al borde de la servidumbre (independientemente del ancho de la servidumbre) y medido a un metro de altura debe ser 150 mG (mili-Gauss) o lo que es lo mismo 15 µT (micro-Teslas).


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Al igual que para el valor de Campo Eléctrico, todo diseño de Línea de Transmisión debe tener su estudio de Campo Magnético analizado con el conductor en su condición de carga máxima en estado estable, sin viento y en los vanos donde se obtengan las distancias más reducidas entre conductor y el suelo. Para los efectos, y con el objetivo de calcular el valor de Campo Eléctrico y de Campo Magnético se recomienda utilizar algún software de simulación y diseño de líneas como por ejemplo el PLS-CADD, el cual utiliza el algoritmo desarrollado por EPRI.

1.12.3 Ruido audible

El diseño de la línea debe asegurar que al borde de la servidumbre no se excedan los valores de ruido audible indicados en el DECRETO N° 78718 – S, DEL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA Y EL MINISTRO DE SALUD o la última normativa o legislación vigente. En este decreto se estipulan como valores máximos 65 dB durante el día y 45 dB para la noche en zonas residenciales. Para efectos del cálculo de Ruido Audible se recomienda utilizar el algoritmo desarrollado por EPRI. 2 CARGAS Y DEFINICIONES MECANICAS

2.1 Definiciones mecánicas

Longitud de vano “a”: El vano o la longitud del vano, denotado por “a”, es la distancia horizontal entre dos torres adyacentes.

Vano regulador, “ar“: Es el vano que refleja el comportamiento de una serie de vanos “a” entre dos torres de remate. El vano regulador es calculado como:

Ar=√∑ ai

3

∑ ai i=1,2,3,⋯n (2.1)

Fuerza transversal “Ft“: La fuerza transversal, “Ft“, está compuesta por la fuerza “Vt” producida por la presión del viento Pv sobre el conductor más la fuerza “At” producida por la tensión del conductor cuando existen cambios en la dirección de la línea.

𝐅𝐭 = 𝐕𝐭 + 𝐀𝐭 La fuerza “Vt” se calcula de acuerdo a la siguiente ecuación:

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𝐕𝐭 = 𝐏𝐯 ∙ 𝐃𝐜 ∙ 𝐕𝐯 (2.2)

Dónde:

Vt : componente de la fuerza horizontal debida a la presión del viento sobre el conductor (N).

Pv : presión de viento que actúa sobre el conductor. Ver sección 2.3 (Pa).

Dc : diámetro del conductor (m).

Vv : Vano de viento (m), ver Figura 11.a.

𝐕𝐯 =𝐥𝐢+𝐥𝐝

𝟐 (2.3)

Con:

la: longitud total del vano anterior al apoyo (m)

lp: longitud total del vano posterior al apoyo (m)

La componente At debida al cambio de dirección de la línea se calcula:

𝐀𝐭 = 𝟐𝐇 𝐬𝐢𝐧𝛂

𝟐 (3.4)

Dónde:

At : Componente de la fuerza transversal debida al cambio de dirección de la línea y a la tensión del conductor (N).

H : Componente horizontal de la tensión del conductor (N).

: Ángulo de desvío de la línea (grados).

Figura 10: Angulo de desvió de la línea y componentes de transversal y longitudinal de la tensión del conductor


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Fuerza vertical “Fv” La fuerza vertical es el producto del peso unitario del conductor por el vano de peso. El vano de peso es la distancia horizontal medida entre el punto más bajo de la catenaria que forma el conductor a un lado de la estructura, hasta el punto más bajo de la catenaria al otro lado de la estructura en estudio. Para calcular esta fuerza se utiliza la siguiente ecuación:

𝐅𝐯 = 𝐏𝐜 ∙ 𝐕𝐩 (2.5)

Dónde:

Fv : fuerza vertical sobre la estructura (N)

Pc : peso unitario del cable (N/m)

Vp : Vano de peso (m), ver Figura 11.b.

𝐕𝐩 = 𝐥𝐩𝐢 + 𝐥𝐩𝐝 (2.6)

Dónde:

lpa : Distancia horizontal desde el apoyo hasta el punto más bajo de la

catenaria, del lado anterior de la estructura (m)

lpp : Distancia horizontal desde el apoyo hasta el punto más bajo de la

catenaria, del lado posterior de la estructura (m).

Así, si los puntos de sujeción del conductor en la torre, en tres estructuras sucesivas, están al mismo nivel, el vano de viento para la torre intermedia es igual al vano de peso. Para torres situadas en diferentes elevaciones se deben calcular los cambios en vano de peso debidos a cambios en las cargas sobre el conductor.

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a) Vano de viento b) Vano de peso

Figura 11: Representación de vano de viento y vano de peso

Carga Es la fuerza a que están sometidos los conductores, las estructuras y herrajes multiplicados por coeficientes o factores de amplificación con el objeto de adaptarla a las condiciones de diseño.

Tensión Media Diaria (EDT) Tensión media diaria, calculada para temperatura media anual considerando la carga normal del conductor y sin viento (Every Day Tension - EDT).

Estructura de Suspensión Tangente Estructura localizada en una porción de línea esencialmente recta.

Estructura de Suspensión en Angulo Estructura utilizada en ángulos pequeños o medios de desviación de la ruta, estando los conductores sujetos por conjuntos de aisladores del tipo de suspensión.

Estructura de Angulo Estructura localizada en un punto donde la ruta de la línea, en plano horizontal, cambia sustancialmente de dirección. Los conductores se sujetan a la estructura por medio de conjuntos de aisladores del tipo de remate.

Estructura de Remate Intermedio Estructura de ángulo o tangencial con conjuntos de aisladores de tensión que limitan secciones de una línea, o donde el tipo de conductor o la tensión de diseño cambia.

Estructura de Remate Final

a2 a1

3

avx

2

ah

-h2

-h1

avy

1

1

2 3

avy

avx

-h1

+h2


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Estructura diseñada para soportar la tensión completa de todos los conductores hacia un solo lado. Se coloca tanto al inicio como al final de la línea de transmisión o en lugares donde se requiera seccionar completamente la línea.

2.2 Suposiciones de carga

Cuando se diseña una línea se deben tomar en cuenta las cargas longitudinales, la carga vertical y la carga transversal producto del viento y tensión de conductores, a diferentes temperaturas. También deben tomarse en cuenta las cargas temporales que se puedan producir durante la construcción, el mantenimiento de la línea y las cargas por contención de falla (conductores y/o hilos de guarda reventados).

2.3 Presión del viento

2.3.1 Fórmula de presión del viento

Para cualquier estructura o conductor la presión del viento está dada por:

𝐏𝐯 = 𝟎, 𝟔𝟏𝟑 ∙ 𝐕𝟐 ∙ 𝐆 ∙ 𝐂𝐚 (𝑷𝒂) (2.7)

Dónde:

Pv : presión del viento en (Pa)

V : velocidad de viento de referencia de acuerdo con la sección 2.3.2 en

(m/s)

G : factor de respuesta de ráfaga, ver sección 2.3.3.

Ca : Coeficiente de arrastre de acuerdo con secciones 2.3.4 y 2.3.7.

Para convertir la presión del viento en fuerza, se debe multiplicar la presión por el área “A” de superficie proyectada normal a la dirección del viento (m²). Para torres de celosías “A” es solamente el área de una de las caras. Para el caso de conductores y elementos cilíndricos el área se calcula multiplicando el diámetro por la longitud del elemento.

2.3.2 Velocidad del viento de referencia

La velocidad de viento de referencia se muestra en el mapa de vientos del Anexo B. Las ráfagas de viento tienen un frente tal que pueden afectar una torre completa, pero solamente partes de un vano. Este efecto es considerado en el factor de respuesta a ráfaga.

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Se pueden esperar velocidades extremas de viento debidas a la influencia local del terreno, en este caso, se deben llevar a cabo investigaciones especiales para determinar la velocidad de viento real. Tales influencias del terreno pueden ser: encauzamiento del viento, montañas y colinas, valles y regiones costeras. Las velocidades de ráfaga de viento aumentan con la altura sobre el terreno. Los valores indicados en el mapa de vientos están calculados a 10 m de altura, por tanto para niveles más altos la velocidad de viento debe calcularse de acuerdo con la siguiente ecuación:

𝐕 = 𝐕𝟏𝟎 ∙ (𝐙

𝟏𝟎)

𝟏

𝛃 (2.8)

Dónde:

Z : altura sobre el terreno (m).

V10 : velocidad corregida (m/s).

β : coeficiente exponencial, β = 4,5.

2.3.3 Coeficiente de respuesta a ráfaga

El coeficiente de respuesta a ráfaga “G”, es:

Para conductores o superficies cilíndricas, G = 1,0.

Para conductores en el cálculo de movimiento de cadenas de aisladores de suspensión o balanceo de conductores, G = 0,52.

Cualquier otro caso, G = 1,6.

2.3.4 Coeficiente de arrastre para estructuras tipo H

El coeficiente de arrastre “Ca” para una estructura tipo H es:

Para miembros de lado plano Ca = 1,8

Para miembros de sección circular Ca = 1,1

2.3.5 Coeficiente arrastre para torres de celosías

El coeficiente de arrastre Ca para torres de celosía depende de la forma de los miembros, la sección transversal de la torre y la dirección de viento, (ver Cuadro 5).

Cuadro 5: Coeficiente de arrastre “Ca” para torres de celosía. Sección de torre

Miembros Dirección del viento Ca

Rectangular Lado plano Perpendicular 3,2

Rectangular Lado plano Contra una esquina 3,8

Rectangular Circular Perpendicular 1,9

Rectangular Circular Contra una esquina 2,3


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Triangular Lado plano Cualquiera 2,8

Triangular Circular Cualquiera 1,7

2.3.6 Coeficiente de arrastre para postes, aisladores y accesorios

Los coeficientes de arrastre “Ca” para postes de concreto y madera, cadenas de aisladores y miembros individuales se dan en el Cuadro 6. Para conjuntos de aisladores sencillos el área de exposición al viento se calcula con el diámetro externo de los aisladores. Para conjuntos de aisladores dobles o de más cadenas paralelas, la carga del viento se calcula tomando el efecto total del viento en cada cadena.

Cuadro 6: Coeficiente de arrastre “Ca”

Miembro Ca

Poste redondo 1,0

Poste poligonal 1,3

Poste cuadrado 1,8

Cadena de aisladores 1,2

Caras planas 2,0

Caras circulares:

Superficie lisa con diámetro < 270 mm 1,2

Superficie lisa con diámetro ≥ 270 mm 0,6

Superficie rugosa 1,4

2.3.7 Coeficiente de arrastre para conductores

Para los conductores el coeficiente de arrastre Ca = 1,0. Cuando el ángulo de incidencia “Ω” del viento con la dirección de la línea, es menor de 90°, la carga del viento normal al conductor se calcula multiplicando la ecuación 3.7por el sen (Ω). En la Figura 12 puede observarse que la resultante no está en la bisectriz del ángulo de línea. Para dos o más conductores paralelos, la carga del viento se calcula tomando en cuenta el efecto total del viento actuando sobre cada conductor.

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Figura 12: Cargas del viento sobre el conductor

2.4 Temperatura en conductores

Las temperaturas mínimas, medias y máximas ambientales en cada zona del país para efectos de diseño de una línea de transmisión se muestran en los mapas del

Dirección del viento

Vano 1

Vano 2

F1

F2

Ω2 Ω1

Resultante de cargas

normales al vano 1 y 2

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Anexo A. Para el cálculo de la temperatura máxima del conductor se utilizarán los siguientes parámetros de acuerdo a la norma IEEE 738 del 2013, para este cálculo se recomienda el uso de un software de análisis similar a la rutina que trae el PLS CADD®:

Día de mayor radiación solar del año.

Latitud 10º.

Hora del día: 12:00 horas.

Temperatura atmosférica máxima de la zona según mapa del

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Anexo A

Alineamiento general de la línea.

Condiciones de atmósfera limpia o industrial según sea el caso.

Velocidad del viento de 0.6 m/s y perpendicular al conductor.

Elevación máxima de la línea sobre el nivel del mar.

Parámetros eléctricos del conductor.

Para conductores nuevos utilizar un coeficiente de emisividad y absorción de 0.5 en ambos casos.

Para conductores con más de 5 años de haber sido instalados se utilizará un coeficiente de emisividad de 0.7 y un coeficiente de absorción de 0.9.

La corriente eléctrica a la cual se obtiene la capacidad máxima de potencia de la línea.

Cuando el Centro Nacional de Energía, requiera calcular la capacidad térmica dinámica podrá hacer uso de información en tiempo real proveniente de estaciones meteorológicas. Para efectos de calcular las capacidades de sobrecarga temporal de las líneas de transmisión se utilizará la norma IEEE 738 y se deben de coordinar los parámetros de carga inicial del elemento y tiempo permisible de la sobrecarga con el Centro Nacional de Control de Energía.

2.5 Cargas producidas durante construcción y mantenimiento

Los miembros de una torre deben ser capaces de soportar el peso de un técnico, correspondiente a una carga puntual de 200 kg, incluyendo el factor de carga, en el punto más desfavorable. Durante las operaciones de tensado y reparación de conductores los soportes pueden estar expuestos a cargas verticales mayores al peso propio de los conductores. Cuando los conductores se bajan al suelo manteniendo la dirección de la línea, se originan desbalances longitudinales en la tensión de los conductores. En un terreno montañoso se deben considerar, además de las cargas verticales mencionadas anteriormente, las cargas horizontales originadas por el desbalance de tensiones producido cuando los conductores descansan en las poleas. Esta carga horizontal depende de la diferencia en altura que exista entre los puntos de soporte del vano. También se deben considerar las cargas producidas sobre el soporte durante las operaciones de tendido y tensado de los conductores. Estas cargas son producidas por la pendiente, que durante el tensado, se produce en el conductor entre el punto de soporte y el equipo tensor o las anclas a tierra. Está pendiente tendrá una razón de 1 (vertical) a 3 (horizontal).


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2.6 Cargas sísmicas

Las cargas producidas por un evento sísmico sobre una línea de transmisión pueden ser, en general, despreciadas dada la gran capacidad de disipación y amortiguamiento intrínseca que tiene el sistema compuesto por los conductores y las estructuras de soporte. Para el diseño de las cimentaciones se debe tomar en cuenta los efectos del sismo para la interacción suelo-estructura. Los efectos sísmicos deben ser considerados para el análisis de estabilidad de los taludes y susceptibilidad de licuación de los estratos subyacentes a los cimientos.

2.7 Factores de carga

Las torres, anclas y cimentaciones deben diseñarse de tal modo que, sin exceder su tensión permisible, puedan soportar las cargas externas multiplicadas por los factores de carga “fc” de acuerdo con el Cuadro 7. Las tensiones y flechas del conductor deben calcularse sin considerar estos factores de carga. Las separaciones de seguridad eléctricas en aire deben calcularse sin los factores de carga. Para cimentaciones, los factores de carga deben ser un 15% mayor que los valores indicados en el Cuadro 7, los cuales pueden ser calculados multiplicando las reacciones de los soportes del análisis estructural por 1,15.

Cuadro 7: Factores de carga ”fc”

Tipo de carga fc

Casos de carga de Máximo Viento:

Viento sobre la estructura 1,67

Viento sobre conductores y tensión del conductor 1,67

Peso propio de estructura

Carga vertical de Conductores e Hilos Guarda

1,00

1,67

Casos de carga de Contención de Falla:

Viento sobre la estructura 1,30

Viento sobre conductores y tensión del conductor 1,30

Cargas longitudinales de Conductores e Hilos Guarda 1,30

Peso propio de estructura

Carga Vertical de Conductores e Hilos Guarda

1,00

1,30

Casos de carga de Construcción y Mantenimiento:

Peso propio de la estructura

Carga vertical de conductores, equipo, personal, etc.

1,00

1,67

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2.8 Cálculo de carga de diseño

2.8.1 Cargas para análisis estructural

Las cargas para las combinaciones de carga dadas en sección 5.2 se calculan de acuerdo con las siguientes fórmulas. a. Cargas transversales:

Las cargas transversales de diseño de los elementos estructurales se calculan de acuerdo con la ecuación 2.9. Para una dirección de viento dirigida hacia una esquina de la estructura la carga Ct será dividida en componentes transversales y longitudinales.

𝐂𝐭 = 𝐟𝐜 ∙ 𝐅𝐭 (2.9)

Donde:

Ct : carga de diseño transversal para elementos estructurales (N).

Ft : fuerza transversal sobre elementos estructurales (N).

fc : factor de carga.

La carga transversal de diseño debida al viento soplando contra los conductores y conjuntos de aisladores, debida a la tensión del conductor o hilo de guarda, se calcula de acuerdo a la ecuación 2.10.

Ct = n ∙ fc ∙ 0,613 ∙ V2 ∙ 1.00 ∙ Vv ∙ Dc ∙ sin(Ω) + n ∙ fc ∙ 2 ∙ H ∙ sin (α

2) + fc ∙ 0,613 ∙ V2 ∙ 1,0 ∙ 1,2 ∙ Aa (2.10)

Donde:

n : número de subconductores.

fc : factor de carga de acuerdo con el Cuadro 7

V : velocidad del viento de acuerdo con sección 2.3.2 (m/s).

Vv : Vano de viento de acuerdo con sección 3.1 (m).

Dc : diámetro de conductor (m).

Ω : ángulo de incidencia del viento con respecto a la dirección de la línea, ver

sección 2.3.7.

H : tensión horizontal del conductor considerando la temperatura y fuerza del

viento sobre el cable (N).


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: Ángulo de desvío de la línea.

Aa : área del conjunto(s) de aisladores expuesta al viento (m²).

El producto de los factores CaG = 1,0 y 1,2 del tercer término de la ecuación anterior son los coeficientes de arrastre de la ecuación 2.7 para conductores y aisladores, respectivamente. b. Cargas longitudinales.

Las cargas longitudinales de los conductores se calculan de acuerdo con la ecuación 2.11 para casos de Contención de Falla en estructura de suspensión o estructura de tensión.

𝐂𝐥 = 𝐧 ∙ 𝐤 ∙ 𝐟𝐜 ∙ 𝐇 (2.11)

Dónde:

Cl : carga longitudinal (N).

n : número de subconductores.

k : 0,7 para estructuras de suspensión.

1,0 para estructuras de remate.

fc : factor de carga de acuerdo con el Cuadro 7.

H : carga de tensión en el conductor considerando la temperatura y

carga del viento en conductor (N).

Para el diseño de todas las estructuras se debe utilizar el factor k=1,0.

c. Cargas verticales

Las cargas verticales de miembros estructurales se calculan de acuerdo con la ecuación 2.12 para conductores y conjuntos de aisladores.

𝐂𝐯 = 𝐟𝐜 ∙ (𝐧 ∙ 𝐏𝐜 ∙ 𝐕𝐩 + 𝐏𝐀) (2.12)

Donde: Cv : carga vertical (N).

fc : factor de carga de acuerdo con el Cuadro 7.

n : número de subconductores

Pc : peso unitario del conductor o del hilo de guarda (N/m)

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Vp : vano de peso considerando temperatura y carga del viento en el

conductor (m).

PA : peso del conjunto de aisladores (N).

2.8.2 Cálculo de ángulos de oscilación del aislador y el puente

En las secciones 1.2.2 y 2.4.1 se dan las distancias de seguridad entre conductores y partes de la estructura de soporte. El diseño debe considerar la oscilación de los aisladores o del puente. El ángulo de oscilación en el plano vertical perpendicular a la línea se calcula con la siguiente ecuación:

𝛉 = 𝐚𝐫𝐜𝐭𝐚𝐧 (𝐂𝐭

𝐂𝐯) (2.13)

Dónde: θ : ángulo de oscilación (grados)

Ct : carga transversal (N)

Cv : carga vertical (N)

a. Cargas transversales

Para aisladores y conductores:

La carga transversal de conjuntos de aisladores y conductores se calcula de acuerdo con la ecuación 2.14. El factor G = 0,52 y G = 0,83 representan una disminución a un 72% de la velocidad del viento de acuerdo con la sección 1.2.2.

Ct = n ∙ 0,613 ∙ V2 ∙ 0,52 ∙ 1,0 ∙ Vv ∙ Dc ∙ sin(Ω) + n ∙ 2 ∙ H ∙ sin (α

2) + 0,613 ∙ V2 ∙ 0,83 ∙ 1,2 ∙ Aa (2.14)

Para puentes:

La carga transversal de conductores en puentes, con o sin juego de aisladores, se calcula de acuerdo con la ecuación 2.15. Para un puente, no se puede utilizar la reducción. El balanceo del puente se calcula utilizando el coeficiente de arrastre para accesorios C = 1,2 de acuerdo con la sección 3.3.6 y el factor de respuesta de ráfaga G = 0,52 para el conductor y el conjunto de aisladores de suspensión (si lo hay).

Ct = 0,52 ∙ 0,613 ∙ V2 ∙ 1,2 ∙ (n ∙ lj ∙ Dc + Acp +Aa

2) (2.15)

Donde: Ct : carga transversal (N)


V : velocidad del viento de acuerdo con la sección 2.3.2 (m/s)


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Vv : vano de viento de acuerdo con la sección 2.1 (m)

lj : longitud de conductor en el puente (jumper) (m)

Acp : área de los contrapesos expuesta al viento (m²)

Dc : diámetro del conductor (m)

H : tensión horizontal del conductor, considerando temperatura y carga

del viento sobre el conductor (N).

Aa : área de los aisladores o conjunto del puente (m²).

b. Cargas verticales

La carga vertical se calcula de acuerdo con la ecuación 2.16.

𝐂𝐯 = 𝐧 ∙ 𝐏𝐜 ∙ 𝐕𝐩 + 𝐏𝐜𝐩 +𝐏𝐀

𝟐 (2.16)

Donde: Cv : carga vertical (N)


Pc : peso unitario del conductor (N/m)

Vp : Vano de peso, considerando temperatura y carga de viento sobre el

conductor. Para el puente, Vp es la longitud del conductor en el

puente (lj) (m)

Pcp : peso de los contrapesos (N)

PA : peso del conjunto de aisladores o del puente (N).

2.9 Tensión y ecuaciones de la catenaria

2.9.1 Cálculo de la tensión horizontal

Un conductor suspendido entre dos soportes toma la forma de una curva catenaria si está uniformemente cargado. Generalmente se puede, sin error significativo, considerar la curva como una parábola. La curva del conductor debe calcularse para tensiones y flechas iniciales y finales. Las tensiones y flechas finales consideran el efecto de la elongación de 10 años debido al flujo plástico (creep) y a las distintas cargas a las que son sujetos los conductores.

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Las cargas producidas por las esferas de señalización aéreas, dispersores de aves o cualquier otro implemento situado con un espaciamiento uniforme en el vano, deben ser considerados como cargas de viento y peso puntuales ubicadas en su punto de instalación. Las limitaciones para las tensiones en los conductores se dan en la sección 3.2.

2.9.2 Ecuaciones de la parábola

Las ecuaciones que representan matemáticamente el conductor son expresiones hiperbólicas, difíciles de utilizar sin la ayuda de un ordenador. Sin embargo, en la mayoría de los casos se pueden aproximar a funciones parabólicas que simplifican los cálculos sin perder mayor precisión. En un vano a nivel la ecuación de la parábola para calcular la flecha en el punto medio es:

𝐟 =𝐚𝟐

𝟖∙𝐂 (2.17)

La flecha calculada para un vano regulador puede ser transformada a un vano arbitrario “ax” con la ecuación:

𝐟𝐱 = 𝐟𝐫 ∙ (𝐚𝐱

𝐚𝐫)𝟐

(2.18)

Donde: fx : flecha del vano requerido (m) ax : vano requerido (m) Si los soportes están a diferentes elevaciones entonces el punto bajo del conductor no está en el punto medio del vano. En este caso la flecha tangente se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

𝐟 =𝐚𝐛

𝟖∙𝐂+

𝟑𝐚𝟐−𝟐∆𝐡𝟐

𝟏𝟒𝟒𝐛(

𝐚

𝟐𝐂)𝟐

(2.19)

𝐂 =𝐇

𝑷𝒄 (2.20)

Donde: b : es la distancia entre apoyos (m) a : vano (m) C : constante de la catenaria (m) Δ h : diferencia de elevación entre apoyos (m) Pc : peso unitario del conductor o del hilo de guarda (N/m)

H : tensión horizontal del conductor, considerando temperatura (N).

Por lo general se puede despreciar el segundo miembro de la ecuación 2.19.


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En caso donde se tienen diferencias de nivel entre apoyos se puede calcular la flecha de nivel fn, medida desde el apoyo inferior al punto más bajo del cable, las dimensiones a considerar se muestran en la Figura 13, y se calculan con la curva de la parábola de acuerdo con las siguientes ecuaciones. Las ecuaciones son válidas para Δh ≤ 0,4a.

𝐗𝟏 =𝐚

𝟐∙𝐟∙ (𝐟 −

∆𝐡

𝟒) (2.21)

𝐟𝐧 =𝐗𝟏

𝟐

𝟐∙𝐂+

𝐗𝟏𝟒

𝟐𝟒∙𝐂𝟐 (2.22)

2.9.3 Ecuaciones de la catenaria

a. Cálculo de las distancias de los apoyos a los vértices de la catenaria:

𝐗𝟏 =𝐚

𝟐− 𝐂 ∙ 𝐬𝐢𝐧𝐡−𝟏 (

∆𝐡𝟐⁄

𝐂∙𝐬𝐢𝐧𝐡(𝐚 𝟐𝐂⁄ )) (2.23)

Donde: X1 : distancia horizontal entre el apoyo más bajo y el vértice de la catenaria (m). a : vano (m) Δ h : diferencia de elevación entre soportes (m). C : constante de la catenaria (m). H : componente horizontal de la tensión (N). Pc : peso unitario del conductor (N/m).

𝐗𝟐 = 𝐚 − 𝐗𝟏 (2.24)

Donde:

X2 : distancia horizontal entre el apoyo más alto y el vértice de la catenaria (m).

Para el cálculo aproximado de X1 se puede utilizar la siguiente ecuación:

𝐗𝟏 =𝐚

𝟐− 𝐂 ∙

∆𝐡

𝐚 (2.25)

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b. Longitud del conductor:

l= 𝐂 ∙ 𝐬𝐢𝐧𝐡 (𝒙

𝐂) (2.26)

Donde:

l : longitud de conductor a cualquier punto del vano (m).

x : distancia horizontal entre el apoyo y un punto del vano (m).

Figura 13: Punto bajo de flecha cuando los soportes están a diferentes elevaciones.

Cuadro 8: Ecuaciones de la catenaria

METODO PRECISO METODO APROXIMADO

(para ∆h

a≤ 0,4)

1. Ecuación de la catenaria

𝐲 = 𝐂 ∙ [𝐜𝐨𝐬𝐡(𝐱

𝐂) − 𝟏]

1.

𝐲 =𝐱𝟐

𝟐𝐂+

𝐱𝟒

𝟐𝟒𝐂𝟐+ ⋯

2. Longitud del conductor

𝐥 = 𝐂 ∙ 𝐬𝐢𝐧𝐡 (𝐱

𝐂)

2.

𝐥 = 𝐱 +𝐱𝟑

𝟔𝐂𝟐+

𝐱𝟓

𝟏𝟐𝟎𝐂𝟒+ ⋯

3. Tensión total

𝐓 = 𝐇 + 𝐏𝐜 ∙ 𝐲

3.

𝐓 = 𝐇 + 𝐏𝐜 ∙ 𝐲


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𝐓 = 𝐇 ∙ 𝐜𝐨𝐬𝐡 (𝐱

𝐂)

4. Distancia entre apoyos y origen

𝐗𝟏 =𝐚

𝟐− 𝐂 ∙ 𝐬𝐢𝐧𝐡−𝟏

[ ∆𝐡

𝟐⁄

𝐂 ∙ 𝐬𝐢𝐧𝐡(𝐚

𝟐⁄𝐂 )

]

𝐗𝟐 = 𝐚 − 𝐗𝟏

4.

𝐗𝟏 =𝐚

𝟐𝐟∙ (𝐟 −

∆𝐡

𝟒)

𝐗𝟏 =𝐚

𝟐−

𝐂 ∙ ∆𝐡

𝐚

𝐗𝟐 = 𝐚 − 𝐗𝟏

5. Ángulos en las grapas

𝐦 = 𝐭𝐚𝐧(𝛉)

𝐦𝟏 =𝐥𝟏𝐂

𝐦𝟐 =𝐥𝟐𝐂

𝐦 = 𝐬𝐢𝐧𝐡(𝐱

𝐂)

5.

𝐦 = 𝐭𝐚𝐧(𝛉)

𝐦𝟏 =𝐥𝟏𝐂

𝐦𝟐 =𝐥𝟐𝐂

𝐦 =𝐱

𝐂+

𝐱𝟑

𝟔𝐂𝟑+ ⋯

𝐦𝟏 =𝟒𝐟 − ∆𝐡

𝐚

𝐦𝟐 =𝟒𝐟 + ∆𝐡

𝐚

6. Flecha a nivel

𝐟𝐧 = 𝐂 ∙ [𝐜𝐨𝐬𝐡(𝐗𝟏

𝐂) − 𝟏]

Flecha real

𝐟 = 𝐂 ∙ [𝐜𝐨𝐬𝐡(𝐗𝟏

𝐂) − 𝐜𝐨𝐬𝐡(

𝐗𝟑

𝐜)]

+(𝐗𝟏 + 𝐗𝟑) ∙ ∆𝐡

𝐚

Distancia entre mitad vano y punto de

tangencia de la flecha.

𝐗𝟑 = 𝐂𝐜𝐨𝐬𝐡−𝟏 (∆𝐡

𝐚)

6.

𝐟𝐧 =𝐱𝟏

𝟐

𝟐𝐜+

𝐱𝟏𝟒

𝟐𝟒𝐂𝟐+ ⋯

𝐟 =𝐚 ∙ 𝐛

𝟖𝐂+

𝟑𝐚𝟐 − 𝟐∆𝐡𝟐

𝟏𝟒𝟒𝐛∙ (

𝐚

𝟐𝐂)𝟐

𝐬𝐢𝐧𝐡−𝟏(𝐲) = 𝐥𝐧(𝐲 + √𝐲𝟐 + 𝟏)

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3 CONDUCTORES Y DISTANCIAS

3.1 Materiales, Diseño y sección transversal mínima de los conductores

3.1.1 Materiales

Los conductores pueden ser de aluminio reforzado con acero (ACSR), de aluminio con refuerzo de aleación de aluminio en su núcleo (ACAR), de aleación de aluminio (AAAC), o cables trenzados de hilos de acero galvanizado o recubiertos por una capa de aluminio. En zonas con alto potencial corrosivo se recomienda el uso de conductores ACSR/AW. Previo a un estudio técnico-económico, se pueden utilizar conductores de alta temperatura y baja flecha (HTLS) tales como el ACCC, ACSS y ACCR. El material, la fabricación y pruebas cumplirán los requisitos de las últimas normas vigentes de la IEC o ASTM, de acuerdo a los requerimientos que se establece en las especificaciones técnicas de adquisición.

3.1.2 Diseño y sección transversal mínima

Los conductores siempre tendrán una sección transversal tal, que durante su operación normal, no se calienten a temperaturas altas que lo expongan a riesgo por reducción de su capacidad de ruptura bajo tensión mecánica. Tomando esto en consideración, se permite una temperatura máxima de operación de 100°C para conductores tipo ACSR. Para conductores conteniendo aleación de aluminio del tipo 6201-T81 según las normas ASTM, o tipo A de acuerdo con la norma IEC 60104, por ejemplo los del tipo ACAR, se permite una temperatura máxima de 80°C. Estas condiciones se permitirán por un tiempo máximo acumulado de 10 horas anuales (condición de emergencia). un tiempo más largo, podría permitirse después de haberse justificado mediante un estudio de las consecuencias para el conductor donde debe delimitarse que la disminución de la capacidad de soporte a la tensión mecánica del conductor nunca será mayor al 10% de su tensión de ruptura a lo largo de su vida útil. Los conductores también tendrán una sección transversal tal, que la temperatura durante un cortocircuito, en ningún punto a lo largo de la línea, exceda los 200°C para conductores ACSR, o de aleación de aluminio (AAAC y ACAR). Para conductores de acero la temperatura no excederá los 300°C durante un cortocircuito.

3.1.3 Hilos de guarda

Los cables de protección (hilo guarda,) que no sean del tipo OPGW, que se deben utilizar para la conexión de nuevas líneas de transmisión al SEN son:


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Acero aluminizado:

No. 7 AWG:Area 73.87 mm² según la Norma IEC 61232 Clase 20SA Tipo A

Cable de acero de alta resistencia:

3/8”, 7 hilos, área 51 mm² con revestimiento de zinc, clase B según la Norma IEC 60888, galvanizado Clase: 2, hilos de acero grado: “high strength steel”.

Cuadro 9: Conductor de acero recubierto de aluminio (SAC)

Código Numéric

o

Área

mm2

Número de

hilos

Diámetro Masa por unidad de longitud kg/km

Tensión nominal de

ruptura kN

Resistencia

C.D. (1)

/km

Corriente Corto

Circuito (2) kA

Hilo mm

Cond. mm

7 No.7 73.8 7 3.665 11.00 0.493 92.3 1.164 6.3

(1) La resistencia de corriente directa (C.D.) está calculada con un valor medio de 84,80

nm (20,3% IACS) por cada hilo. (2) La corriente de corto circuito se calcula como el valor r.m.s. para una duración de 1

segundo, y con una temperatura de inicial de +30ºC, lo cual da una temperatura máxima de +300ºC.

Cuadro 10: Conductor de acero galvanizado

Código Numérico

Área

mm2

Número de hilos

Diámetro Tensión nominal

de ruptura

kN

Hilo mm

Cond. mm

1/2 98.4 7 4.23 12.69 125.5

3/8* 51.1 7 3.05 9.14 60.9

(1) La resistencia de corriente directa (C.D.) está calculada con un valor medio de

191.57 nm (9% IACS) por cada hilo (2) La corriente de corto circuito se calcula como el valor r.m.s. para una duración de 1 segundo, y con una temperatura de inicial de +30ºC, lo cual da una temperatura máxima de +300ºC.

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3.1.4 Conductores de fase

Los conductores de fase que se deben utilizar para la conexión de nuevas líneas de transmisión al SEN se presentan en los siguientes cuadros. Cuadro 11: Conductor de aluminio con núcleo de aleación de aluminio reforzado

(ACAR)

Código

Areas

Número de hilos

Diámetro de los hilos

Diám. cond.

Masa Por

Unidad de

longitud

Tensión Nominal

de ruptura

Resist C.D. (1)

Al. Aleac Total Al Alea

Al Aleac

mm2 mm2 mm2 mm mm mm kg/km kN /km

Cabedelo 147.5 155.7 303.2 18 19 3.23 3.23 22.61 835 74.9 0.1014

ACAR 1024

253.0 267.0 520.0 18 19 4.23 4.23 29.61 1433 120.0 0.0597

(1) La resistencia de Corriente Directa (C.D.) está calculada con un valor medio de 28,264

nm (61,0% IACS) por cada hilo de aluminio y 32,840 nm (52,5% IACS) por cada hilo de aleación

(2) La corriente de corto circuito se calcula como el valor r.m.s. para una duración de 1 segundo, y con una temperatura inicial de +50ºC , lo cual da una temperatura final máxima de +200ºC.

Cuadro 12: Conductor de Aluminio con núcleo de Acero Reforzado (ACSR)

Código

Áreas

Número de hilos


Diám. cond.

Masa por unidad de longitud

Tensión nominal de

ruptura

Resist. C.D.(1)

Corriente Corto

Circuito

Al. Acero Total Al Ac Al Ac.

mm2 mm2 mm2 mm mm mm kg/km kN /km kA

Conductores de fase

Grosbeak 322.3 52.5 374.8 26 7 3.973 3.089 25.16 1300 109.3 0,0896 30.9 (2)

Drake 402.9 65.6 468.5 26 7 4.442 3.454 28.13 1625 136.6 0,0717 38.6 (2)

Tern 402.8 27.8 430.6 45 7 3,376 2,250 27.01 1330 99.0 0,0717 38.6 (2)

Rail 483.3 33.4 516.7 45 7 3.698 2.466 29.59 1596 115.4 0.0598 46.3 (2)

Cardinal 483.4 62.7 546.1 54 7 3.376 3.376 30.38 1827 148.7 0,0599 46.3 (2)

Hilo de guarda

Dotterel 89,6 52,3 141.9 12 7 3.084 3.084 15,42 657 72.3 0,3217 9.3 (3)

Atle 152,3 88,8 241 12 7 4,02 4,02 20,10 1115 122 0,1875 15.8 (3)


nm (61,0% IACS) por cada hilo (2) La corriente de corto circuito se calcula como el valor r.m.s. para una duración de 1

segundo, y con una temperatura inicial de +50ºC, lo cual da una temperatura máxima de +200ºC.

(3) La corriente de corto circuito se calcula como el valor r.m.s. para una duración de 1 segundo, y con una temperatura de +30ºC en el hilo de tierra, lo cual da una temperatura máxima de +200ºC.


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Cuadro 13: Conductor de Aluminio con Núcleo de Acero Recubierto de Aluminio Reforzado (ACSR/AW)

Código

Áreas

Número de hilos


Diám. cond.

Masa por unidad de longitud

Tensión nominal de

ruptura

Resist. C.D.(1)

Corriente Corto

Circuito (2)

Al. Acero Total Al Ac Al Ac.

mm2 mm2 mm2 mm mm mm kg/km kN /km kA

Conductores de fase

Drake/AW 402.9 65.6 468.5 26 7 4.442 3.454 28.13 1546 139.2 0.0717 38.6

Tern/AW 402.8 27.8 430.6 45 7 3.376 2.250 27.01 1297 99.9 0.0717 38.6


nm (61,0% IACS) por cada hilo (2) La corriente de corto circuito se calcula como el valor r.m.s. para una duración de 1

segundo, y con una temperatura inicial de +50ºC, lo cual da una temperatura máxima de +200ºC.

Cuadro 14: Conductor de aluminio recocido, con núcleo de acero (ACSS/TW/MA2)

Cuadro 15: Conductor de aluminio recocido, con núcleo de fibras de carbono

(ACCC/TW)

Nota: Pueden ser utilizados otros conductores de estos mismos tipos previo a un análisis técnico-económico que justifique su uso.

3.2 Tensiones permisibles

La magnitud de la tensión en los conductores debe limitarse, considerando el riesgo de ruptura por fatiga, debida a la vibración del conductor. Para definir estos límites deben realizarse los análisis basados en las últimas publicaciones emitidas

Nombre Código Tipo mm2

Número hilos de aluminio

Número capas de aluminio

Número hilos de acero

Número capas de

acero

Diámetro del conductor completo

(mm)

Masa nominal (kg/m)

Tensión nominal de

ruptura (daN)

Hudson 13 587.0 25 2 7 1 30,38 2,216 13834

Nombre Código Kcmil

Número hilos de aluminio

Número capas de aluminio

Número hilos de acero

Número capas de

acero

Diámetro del conductor completo

(mm)

Masa nominal (kg/m)

Tensión nominal de

ruptura (daN)

Drake 1020 20 2 1 0 28.14 1.558 18330

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por la CIGRE en los documentos: “Safe design tension with respect to aeolian vibrations”, parte 1 y parte 2, revistas Electra 186 y 198. Considerando que el riesgo causado por las vibraciones no depende exclusivamente de la magnitud de la tensión, sino también de otras condiciones, tales como el tipo de terreno, tipo de herrajes del conductor, longitudes de vano, el uso y diseño de amortiguadores de vibración, debe tenerse especial cuidado con estas variables, para que las tensiones permitidas sean optimizadas desde puntos de vista económicos como de seguridad de operación. El diseño para amortiguamiento de la línea debe garantizar como máximo una vibración de 150 microstrain pico-pico.

3.3 Caculo de la tensión del conductor

Las cargas y tensiones en el conductor se calculan sin factores de carga. Entonces, para el diseño de torres y postes, el resultado del cálculo de la tensión del conductor se debe multiplicar por los factores de carga, de acuerdo con la sección 2.7 Conductores con hilos de aluminio o sus aleaciones se elongan permanentemente con el tiempo debido al flujo plástico (creep) en el aluminio. Este fenómeno aumenta conforme aumentan la tensión y la temperatura. En condiciones normales, el flujo plástico ocurre con velocidad decreciente. Debido a que el flujo plástico tiene lugar durante un período de tiempo largo, la flecha y tensión para los conductores deben ser calculadas tomando, con y sin el efecto del flujo plástico (condición inicial y final). Para el cálculo de distancias de seguridad y de fuerzas actuantes en estructuras de soporte, deben utilizarse los valores más desfavorables de flecha y tensión (excepto para el caso de la tensión máxima donde se utiliza su valor final).

3.4 Distancias de seguridad entre el conductor y partes aterrizadas u otros conductores en la misma línea

3.4.1 Distancias de seguridad entre el conductor y partes aterrizadas en la misma estructura.

Las distancias de seguridad mínimas permisibles, en aire, entre partes vivas (conductor, grapas de suspensión, cuerno de arqueo, puentes, etc.) y partes aterrizadas en la torre están dadas en la sección 1.2.2 Para el cálculo de estas distancias se debe tomar en cuenta la condición de tensión más desfavorable de cada escenario posible de operación. La distancia de seguridad a los anclajes se determinará como sigue:


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Bajo la suposición de que el ancla se diseñe no solamente para carga mecánica sino también para las corrientes de falla a tierra, se aplicará la distancia indicada en la tabla 2, del Capítulo 1 Para la combinación de carga A, la distancia será 50% mayor que la distancia de seguridad dada en el cuadro 2. Si esta distancia no se pudiera cumplir debe considerarse la colocación de aisladores de tensión en serie para eliminar los efectos de inducción eléctrica por las distancias fase a tierra de los conductores a las anclas que se aproximen, donde las anclas deberán tener su sistema de puesta a tierra que garantice como máximo 10 ohmios. La densidad de corriente durante el arqueo (flashover) en un tiempo de falla de 0,5 s en un ancla no debe ser mayor que 89 A/mm² para anclas de acero, y 146 A/mm² (en área de Al) para anclas de aluminio con refuerzo de acero. Para un tiempo de falla de 1 s, la corriente está limitada a 63 y 103 A/mm² respectivamente. La densidad de corriente se calcula con un aumento de temperatura desde +30°C hasta +300°C para anclas de acero y a +200°C para anclajes de aluminio reforzadas con acero. La distancia de seguridad entre partes vivas y trabajadores de mantenimiento escalando la torre debe cumplir lo indicado en el cuadro 2 escenario D, del capítulo 1. Para limitar la fluctuación de un puente (jumper), se pueden utilizar contrapesos. Otros métodos para evitar que el puente oscile, son un aislador de poste de línea sujetado en el lado de la torre, o un juego de suspensión sujetado a una cruceta sobre el puente. Los cálculos deberán ser realizados para respaldar su aplicación.

3.4.2 Distancia de seguridad entre un conductor y otro en el mismo vano, considerando el riesgo de colisión.

Los conductores se fijarán a la torre a una distancia tal el uno del otro, que se eviten colisiones y arcos entre ellos y con la estructura de soporte. Estas distancias deben considerar todas las combinaciones de carga con respecto a los demás circuitos que soporten las estructuras de la línea de transmisión que se encuentren en el mismo corredor. Para definir el cumplimiento de estas distancias eléctricas se recomienda el uso de un software especializado como por ejemplo PLS-CADD®, que permita revisar los diferentes escenarios de operación de la línea y permita comprobar el cumplimiento de esas distancias eléctricas. Así las cosas, la separación mínima entre conductores de fase se determinará por la fórmula siguiente:

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En la cual: D = Separación entre conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos en metros. K = Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, que se tomará del cuadro 16. K’= Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea, para los efectos se usa K’=0,75. F = Flecha máxima en metros L = Longitud en metros de la cadena de suspensión. En el caso de conductores fijados al apoyo por cadenas de remate rígidos L=0. Dpp= Distancia mínima aérea especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. Para los efectos se debe usar Dpp= 2m para líneas de 230 kV y 1.4 para líneas de 138 kV Los valores de las tangentes del ángulo de oscilación de los conductores vienen dados, para cada caso de carga, por el cociente de la sobrecarga de viento dividida por el peso propio según zona, por metro lineal de conductor, estando la primera determinada para una velocidad de viento de 120 km/h. En función de estos y de la tensión nominal de la línea se establecen unos coeficientes K que se dan en la cuadro 16.

Cuadro 16: Coeficiente K en función del ángulo de oscilación

3.5 Distancias de seguridad entre conductor y tierra, rutas transitables, otras líneas y casas.

Donde existan cruces aéreos de nuevas líneas de transmisión con otras líneas de transmisión existentes se deben utilizar a ambos lados del cruce torres de remate. En el caso de cruces con carreteras principales de alto tránsito, líneas ferroviarias o cruces con ríos queda a criterio del diseñador el uso de torres de remate a ambos lados del cruce.


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Para cruces aéreos entre líneas de transmisión se debe de respetar que la línea de mayor nivel de voltaje debe ir sobre la de menor nivel de voltaje. En el caso de puntos de cruces aéreos de dos o más líneas de transmisión de un mismo nivel de voltaje, la selección de la línea superior obedecerá a la recomendación de un estudio técnico de largo plazo que considere la cargabilidad de cada una, el impacto para el sistema de la indisponibilidad y aquellas consideraciones necesarias desde el punto de vista de mantenimiento Las distancias en las siguientes tablas son válidas hasta una altitud de 1000 metros sobre el nivel del mar. Para altitudes superiores las distancias serán aumentadas en 0.15 m por cada 1000 m en altura.

3.5.1 Altura del conductor sobre tierra, rutas transitables, líneas adyacentes, etc.

Todos los casos indicados en la Cuadro se deben revisar bajo los distintos escenarios de operación que puedan implicar una reducción de las distancias mínimas indicadas:

Cuadro 17: Altura mínima del Conductor sobre el terreno e intersecciones

Conductor vivo pasando sobre o cruzando

Altura vertical mínima

en metros para el caso (a)

138 kV 230 kV

Terreno agrícola 7,0 8,0

Plantaciones, desde la parte superior de las

plantas

4,0 4,5

Carreteras, caminos secundarios, calles,

estacionamientos y otros lugares donde

transiten vehículos más altos que 2,5 m.

8,0 9,0

Autopistas 8,0 9,0

Terreno sin tráfico vehicular 5,0 5,5

Piscinas 9,0 9,5

Señales de tráfico, valla publicitaria, antenas,

depósitos de aceites y similares

3,0 3,5

Ferrocarriles no electrificados 9,0 10,0

Ríos, lagos y canales con tráfico fluvial (1) 14,0 14,5

Ríos, lagos y canales sin botes(1) 7,5 8,0

Líneas de comunicación. 3,0 3,0

Líneas de transmisión hasta 138 kV 3,0 4,0

Líneas de transmisión de 230 kV 4 4,0

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3.5.2 Distancia de seguridad horizontal entre el conductor y caminos paralelos, ferrocarriles, casas y árboles cercanos.

Las distancias de seguridad en la Cuadro 18 se calculan con la oscilación del conductor para carga de viento máxima, a la temperatura correspondiente, de acuerdo con las secciones 3.3 y 3.4. Las distancias de seguridad en el Cuadro 19 serán calculadas sin viento y a temperatura máxima.

Cuadro 18: Distancia mínima de seguridad horizontal del conductor en condiciones de viento.

Conductor vivo pasando paralelo. Distancias horizontales mínimas en

metros.

138 kV 230 kV

Edificios, a cualquier parte 2,5 3,0

Chimeneas, señales de tráfico, valla publicitaria, antenas, depósitos de aceites y similares.

2,5 3,0

Árboles 2,0 3,0

Caminos 4,0 5,0



Líneas de transmisión de 230 kV 4,0 4,0

Cuadro 19: Distancia mínima de seguridad horizontal del conductor en

condiciones sin viento.

Conductor vivo pasando paralelo a: Distancias horizontales mínimas en

metros.

138 kV 230 kV

Edificios, a cualquier parte. 10,0 10,0

Chimeneas, señales de tráfico, valla publicitaria, antenas, depósitos de aceites y similares.

3,0 3,0

Árboles 10,0 10,0

Caminos 5,0 5,0



Líneas de transmisión de 230 kV 10,0 10,0


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Para casos especiales donde las servidumbres sean menores a 20 metros se debe realizar un estudio puntual para garantizar distancias de seguridad adecuadas.

3.5.3 Distancias de seguridad de los conductores a líneas en otras estructuras

En lo que respecta a las distancias de seguridad a conductores en otras estructuras ver la sección 3.5.2. Cuando líneas aéreas que no están montadas en las mismas torres tienen rutas en la vecindad la una de la otra, por ejemplo, colocadas paralelamente o cruzándose, deben existir distancias de seguridad que garanticen la operación normal de la línea para todos los escenarios de operación e incluso para poder realizar labores de mantenimiento en las torres. Por lo tanto, la distancia de la estructura de la torre al punto más cercano vivo en la otra línea será de por lo menos de 3,0 metros para líneas 138 kV y por lo menos 4,0 metros para líneas de transmisión de 230 kV. Estas distancias aplicarán para la deflexión completa en el conductor debida a una carga de viento del 100% a la temperatura correspondiente. Cargas de viento y temperaturas de acuerdo al capítulo 3. En los cruces de las líneas, si se ubica una estructura bajo los conductores de la línea superior, se deben mantener al menos 5,0 m para temperaturas máximas con o sin viento.

3.6 Limitaciones para el vano regulador

3.6.1 Tramos entre estructuras de suspensión

El vano regulador, para un tramo limitado por estructuras de tensión compuesto de n vanos, es calculado de acuerdo a la sección 3.1. Se asume que la tensión del conductor, en el vano regulador, es la misma del tramo completo. La forma de la catenaria de los diferentes vanos que componen el tramo tiene la forma de la catenaria del vano regulador, si se cumplen las siguientes limitaciones: a) El vano más largo no excederá 1,5 ar

b) El vano más corto no será menor a 0,5 ar

c) La relación máxima entre dos vanos adyacentes no excederá 1:2,5.

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d) El vano regulador para 10 vanos consecutivos, ar,10, no se desviará del valor de ar calculado para el tramo completo, en más de:

0,95 ar < ar,10 < 1,15 ar

e) Cuando exista un cambio de pendiente en el terreno mayor a un 30%.

Donde no sea posible cumplir con las restricciones anteriores, tales tramos o vanos serán delimitados por torres de tensión y diseñados para el vano regulador en cuestión o deberán realizarse los modelados de los tramos mediante el uso de un software especializado como por ejemplo PLS-CADD®, que utiliza el elemento finito como sistema de modelado, que permite producir y analizar el comportamiento con un modelo más certero del diseño que se propone implementar.

3.6.2 Comentarios sobre el vano regulador

Los siguientes comentarios explican el por qué existen limitaciones para los vanos. La suposición de que la tensión del conductor en el vano regulador, es la misma en todo el tramo, y por lo tanto, que las formas de las catenarias de los diferentes vanos de ese tramo están definidas por la forma de la catenaria del vano regulador, se basa en la suposición de que el conductor se puede mover libremente, sin restricciones, en los vanos que componen el tramo. El uso de conjuntos de suspensión, sin embargo, permite un movimiento del conductor limitado. Limitando las longitudes de los vanos se reduce la influencia que tiene en el cálculo la necesidad de este movimiento, convirtiendo el cálculo del vano regulador en una fórmula válida. De esta manera, si vanos largos y cortos se mezclan a lo largo de la línea, los conjuntos de aisladores, por medio de pequeños movimientos de oscilación en la dirección de la línea, dan al conductor la tensión del vano regulador y la forma de su catenaria. Si varios vanos consecutivos son más cortos que el vano regulador, se produce un vano regulador más pequeño dentro de estos vanos. Este vano regulador reducido tiene, a la temperatura máxima del conductor, una catenaria más pronunciada que la del vano regulador calculada para el tramo completo y la distancia de seguridad a tierra será más pequeña en estos vanos cortos. Por otro lado, si varios vanos consecutivos son más largos que el vano regulador, el vano regulador de ellos se incrementa. Este vano regulador aumentado tiene una catenaria y una tensión del conductor que se desvía de la del vano regulador calculada para el vano completo. Esto afectará de alguna manera el vano de peso y el cálculo de la oscilación (swing) de las cadenas de aisladores, así como la tensión estimada del conductor.


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3.7 Uniones en el conductor

3.7.1 Requerimientos mecánicos

Las uniones terminales, mangas-T y uniones en conductores se realizarán de tal forma que no se dañe el conductor. Las uniones y terminaciones tendrán una carga máxima de, al menos, 95% UTS del conductor. Esto, sin embargo, no se aplica a uniones que están libres de fuerzas de tensión. Las uniones serán del tipo de compresión, inyectadas con grasa de acuerdo a lo indicado por el fabricante de la unión. Para mantenimiento de los conductores se permiten mangas compuestas por varillas preformadas. También podrán utilizarse mangas de empalme del tipo implosivas y en caso de conductores tipo HTLS deberán utilizarse solo las indicadas por el fabricante del conductor.

3.7.2 Requerimientos eléctricos

Uniones, mangas-T y uniones terminales que lleven corriente tendrán por lo menos la misma capacidad de conducción de corriente que el conductor. Esto implica que, para llevar la máxima corriente continua, la temperatura de estado permanente para la unión y el conductor adyacente a la unión, no excederá a aquella del conductor en general. Estos requerimientos también se cumplirán después de un cortocircuito con la máxima corriente de cortocircuito. El soporte mecánico de la unión, después del corto circuito, cumplirá con la demandas de la sección 3.6.1.

3.8 Protección contra la oscilación del conductor

El diseño implica que debe realizarse un estudio completo sobre la protección que se les dará a los conductores e hilos de guarda por efecto de las oscilaciones que puedan presentar durante la operación. Este estudio debe ser amparado a lo indicado en las últimas publicaciones de la CIGRE así como de contar con el respaldo de un fabricante de experiencia de herrajes para líneas de transmisión. Existen tres tipos principales de oscilaciones en los conductores de líneas aéreas.

3.8.1 Vibración eólica

La vibración eólica, requiere de poca energía para producirse (viento leve o diferencia de temperatura en el conductor). Induce oscilaciones a frecuencias con un rango de 4 a 60 Hz y amplitudes de unos pocos centímetros. Este tipo de oscilación es la más común y generalmente es fácil de prevenir con la ayuda de amortiguadores estándar.

3.8.2 Oscilación del subconductor

La oscilación del subconductor, puede producirse durante vientos uniformes moderados a ángulos rectos con la línea, ocurre en el subvano limitado por los espaciadores, cuya frecuencia varía entre 0,7 – 3 Hz y la amplitud de algunas décimas de centímetros. La oscilación del subconductor puede causar serios

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daños en el punto de amarre del espaciador. Este tipo de oscilación se puede prevenir con el uso de espaciadores amortiguadores.

3.8.3 Galopeo

El galopeo consiste de oscilaciones caracterizadas por baja frecuencia (0,1 – 0,5 Hz) y una gran amplitud (1-6 m). El galopeo ocurre principalmente con vientos altamente uniformes a ángulos rectos con la línea. Este fenómeno es extremadamente raro, pero cuando ocurre, el riesgo de daños mecánicos a los conductores, aisladores y accesorios es considerable. El galopeo es observado principalmente en condiciones de hielo. Debe considerarse también la posibilidad de que ocurra el galopeo corona, que se presenta por gradientes de tensión superficial relativamente altos a lo largo del conductor, con poco o nada de viento presente y la humedad relativa bastante alta.

3.8.4 Amortiguadores

Se usan amortiguadores estándar para evitar la vibración eólica de conductores únicos y apareados. Los amortiguadores serán del tipo stockbridge o stockbridge modificado 4R de cuatro modos de resonancia de acuerdo con los requerimientos de las especificaciones de compra. Para el caso de dos o más conductores por fase se podrán utilizar espaciadores amortiguadores, amparados en un estudio integral con todos los demás herrajes a utilizar, realizado por un fabricante de amortiguadores reconocido.

3.8.5 Grapas de suspensión.

Para reducir el riesgo de daño al conductor en las grapas de suspensión, debido a la oscilación, las grapas deben cumplir con los siguientes requisitos: La boca de la grapa debe estar diseñada en forma redondeada y consistirá de material suave (aluminio). El momento de inercia debe mantenerse tan bajo como sea posible, es decir, el eje del pivote en el mismo nivel que el eje del conductor y en concentración de pequeñas masas hacia el centro de la grapa. Además la grapa deberá soportar las fuerzas de deslizamiento debidas a la condición del conductor reventado.

3.8.6 Espaciadores

Desde el punto de vista eléctrico (efecto corona) los conductores apareados deben mantener su configuración, también se debe prevenir, si es posible, que los conductores puedan colisionar. Es por estas razones que deben utilizarse espaciadores. Para proteger el conductor de daños, deben cumplirse los siguientes requerimientos.

a. Requerimientos eléctricos descritos en el capítulo 5 b. El agarre del espaciador debe tener buenas propiedades conductoras,

suficiente compresión durante su período de vida y permitir algún movimiento a lo largo y en ángulos rectos, con respecto al eje del conductor


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(semiarticulado). Aún más, el diseño no deberá disminuir la resistencia mecánica del conductor debido a diferentes tipos de oscilaciones inducidas.

El espaciador debe ser capaz de soportar las fuerzas electromagnéticas inducidas en los conductores por corriente de falla. La división correcta del vano en subvanos es muy importante para prevenir la generación de oscilaciones, de esta forma las distancias de ubicación de los espaciadores a lo largo del vano deberán ser suministradas por el fabricante del sistema de amortiguamiento que sea adjudicado, quien deberá entregar un estudio completo del amortiguamiento de las oscilaciones que la línea de transmisión en fase de diseño, pueda presentar. Por las mismas razones, la distancia entre los subconductores no debe ser menor a 15 * Dc, donde Dc es el diámetro del conductor.

3.9 Protección contra la ruptura del conductor durante el tensado

Si los conductores se han dejado mucho tiempo en las poleas de tensado antes de que las varillas preformadas sean colocadas, existe el riesgo de ruptura en los hilos del conductor debido a la vibración del mismo. Con la finalidad de evitar este riesgo, el posicionamiento debe realizarse antes de 48 horas y deben instalarse los amortiguadores de vibración inmediatamente después del flechado. Nomenclatura:

ACSR : conductores aluminio reforzado con núcleo de acero. ACAR: conductores de aluminio con refuerzo de aleación de aluminio en su núcleo. AAAC: conductores de aleación de aluminio ACSR/TW conductores tipo ACSR con sus hilos de aluminio en forma trapezoidal. HTLS: conductores que operan a alta temperatura y desarrollan bajas flechas. 4 AISLADORES Y HERRAJES

4.1 Aisladores

4.1.1 Estándares y recomendaciones internacionales

La selección y adquisición de los aisladores y herrajes se deben realizar siguiendo las indicaciones dadas en las secciones siguientes así como las especificaciones y recomendaciones dadas en los estándares emitidos por el Instituto de Estándares Estadounidense, ANSI, la Comisión Electrotécnica Internacional, IEC, su comité para perturbaciones, CISPR, y la Organización de estándares internacionales, ISO.

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4.1.2 Cadenas de aisladores estandarizadas

Las cadenas de aisladores se deben formar con aisladores tipo rótula y bola, designados por el ANSI C29.2 – 1992, con acople tipo J, todos los aisladores deben contar con un manguito de zinc. En áreas con alta contaminación se utilizan aisladores tipo niebla. Estos aisladores tienen las mismas características mecánicas y cumplen las mismas especificaciones que los aisladores normales, el último aislador de las cadenas con aisladores tipo niebla debe ser un aislador estándar.

4.1.3 Aislamiento

Los conjuntos de aisladores cumplirán las recomendaciones de aislamiento dadas en el capítulo 2.

4.1.4 Requisitos mecánicos

4.1.4.1 Carga de ruptura

Los aisladores deben cumplir con la carga de ruptura electromecánica y mecánica especificada en las normas IEC 60305 y las características de fabricación que se dan en la sección 5.1.2.

4.1.4.2 Diseño mecánico

Los aisladores deben diseñarse para las mismas combinaciones de carga que las torres, ver capítulo 5. Los aisladores se deben diseñar de tal forma que, sin exceder sus límites de carga mecánica y electromecánica, puedan soportar la máxima carga de operación multiplicadas por un factor δ = 2,5. Los factores de carga de la sección 2.7 no deben utilizarse para el diseño de aisladores.

4.1.5 Aisladores de goma de silicón

Los aisladores de goma de silicón deben ser diseñados y manufacturados según las normas IEC 61466 e IEC 61952 para aisladores tipo poste y aisladores de tensión y probados según las normas IEC 61109. El perfil del aislador debe estar diseñado según la norma IEC 60815.

4.2 Herrajes

4.2.1 Principios de diseño generales

Los herrajes se diseñarán térmica y mecánicamente para soportar las distintas condiciones de operación y falla de la línea.


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También se diseñarán de tal manera que el reemplazo de una cadena de aisladores y de las protecciones contra el arqueo durante el mantenimiento, la reparación, o en trabajos con la línea caliente, puedan realizarse fácilmente. Se deben utilizar tornillos con rosca tipo M.

4.2.2 Principios de diseño en condiciones de falla

Los herrajes para efectos de cortocircuito se diseñarán térmica y mecánicamente para soportar 25 kA durante un segundo con una corriente pico de al menos 60 kA. Cada conjunto de aisladores soportará el corto circuito sin que la temperatura exceda 400°C en los herrajes y sin que se produzca soldadura entre las partes. En conjuntos de aisladores con protección contra arcos, los cuernos de arqueo protegerán los aisladores de daño debido a arcos de alta potencia. Los accesorios de protección podrían alcanzar una temperatura final que no exceda 650°C durante el corto circuito. La función de las protecciones contra arqueo no debe ser alterada significativamente por el arco de potencia.

4.2.3 Diseño térmico en estado estable

Los herrajes se diseñarán para que soporten como mínimo las especificaciones máximas indicadas para el conductor a utilizar en la línea de transmisión.

4.2.4 Diseño mecánico

La carga mínima permisible para herrajes será igual que para las unidades de aisladores como se indica en la norma IEC 60305, excepto en el caso de que se utilicen dos o más conductores por fase para los cuales la capacidad de ruptura de los herrajes debe garantizar que se cumpla con la máxima carga de operación multiplicadas por un factor δ = 2,5.

4.2.5 Grapas de suspensión y varillas preformadas

Las grapas de los conductores y del hilo guarda deben tener libertad para oscilar en el plano vertical. El centro de la oscilación debe estar cerca del eje del conductor. El ángulo de rotación será de por lo menos 45°. El diseño de la grapa debe ser de tal forma que permita la instalación de un dispositivo adicional para la suspensión de contrapesos, donde sea necesario.

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Las varillas preformadas se instalarán en todas las grapas de los conductores y del hilo guarda, a menos que se especifique lo contrario. Para los conductores las varillas preformadas deben ser de aleación de aluminio, para el hilo guarda de acero revestido en aluminio.

4.2.6 Grapas de tensión y protección contra arcos

En conjuntos de aisladores de tensión se debe utilizar la protección contra arcos por medio de cuernos de arqueo o de anillos. Los cuernos de arqueo o anillos se colocarán de tal forma que el arco sea forzado en una dirección predeterminada, hacia arriba. Solo en caso especiales se recomienda el uso de cuernos de arqueo o anillos para conjuntos de suspensión; en conjuntos de suspensión normales o en soportes tangentes, debe colocarse de tal forma que los arcos sean siempre forzados hacia fuera de la cadena de aisladores, en ángulos rectos con respecto a la ruta de la línea. En conjuntos de suspensión en soportes angulares, la protección contra arcos debe colocarse de tal forma que el arco sea forzado hacia arriba. Para diseñar el área del cuerno o anillo, la corriente de corto circuito será dividida por la densidad de corriente permitida (80 A/mm²) para un tiempo de falla de un

segundo. Para otro tiempo de falla “t”, la densidad es 80

√𝑡 mm².


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5 REGLAS DE DISEÑO DE ESTRUCTURAS

5.1 Recomendaciones de diseño general

Las estructuras a ser utilizadas para más de un circuito, serán calculadas para el número de circuitos que sea más desfavorable para cada componente individual de la estructura. El tipo de estructura, ya sea auto–soportada, retenida, etc. no es prescrito en este manual. La elección del tipo de estructura depende de muchos factores, por ejemplo, terreno plano o montañoso, área rural o urbana, método de erección, método de tensado y otros. Todos estos factores analizados conjuntamente indicarán el tipo de estructura más apropiada para cada ruta individual. Las estructuras tipo celosía serán diseñadas de acuerdo a la norma ASCE 10-97 o versiones posteriores, de acuerdo a su última edición, a menos que se establezca alguna otra norma en este capítulo. La cantidad y ubicación del o los hilos de guarda a utilizar en las estructuras deben garantizar el apantallamiento requerido según el resultado del estudio indicado en la sección 1.11 Las combinaciones de carga detalladas a continuación deben ser aplicadas independientemente de la cantidad de hilos de guarda utilizados en la línea.

5.2 Combinaciones de carga

5.2.1 Generalidades

Además de las combinaciones de carga listadas a continuación se deberán considerar cargas que se produzcan durante el montaje y la erección de la estructura, así como durante el tensado. Estas cargas dependen tanto del tipo de estructura como del método de trabajo y no pueden en general ser prescritas. Ver sección 2.5. La carga del viento será aplicada en la dirección más desfavorable desde el punto de vista de la estructura. Las cargas dadas serán multiplicadas por un factor de carga “γ” de acuerdo a la sección 2.7. Para estructuras de tres o más circuitos se debe reventar un tercio de las fases completas por circuito, en combinación con un hilo guarda reventado.

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5.2.2 Estructuras de Suspensión, Estructuras de suspensión con ángulo, con cadenas de aisladores en suspensión que incluyen conjuntos en V.

5.2.2.1 Combinación de Carga 1. Caso de Carga Viento Máximo

A. Peso propio de la estructura B. Carga Vertical producto del peso de conductores y el/los hilos guarda de

acuerdo a sección 2.8 C. Viento Máximo sobre la estructura de acuerdo al punto 2.3.1. D. Carga transversal producto del viento sobre el conductor y tensión del

conductor de acuerdo a la sección 2.3 y 2.8. E. Temperatura mínima de acuerdo a la sección 2.4

5.2.2.2 Combinación de Carga 2. Caso de Carga de Contención de Falla.(Conductor y/o Hilo Guarda Reventado).

A. Peso propio de la estructura B. Carga Vertical: El vano de peso de los conductores reventados debe ser

reducido al 50%. C. Viento Máximo sobre la estructura de acuerdo a la sección 2.3.1. D. Carga transversal producto del viento máximo sobre el conductor y tensión del

conductor, de acuerdo a la sección 2.3 y 2.8. El vano de viento de los conductores reventados debe ser reducido al 50%.

E. Temperatura mínima de acuerdo a la sección 2.4 F. Carga longitudinal por contención de falla asociada a los parámetros indicados

en los puntos D y E.

Hilos Guarda: Carga Longitudinal = carga de tensión en el cable bajo las condiciones del punto D.

Conductor: Carga Longitudinal = 100% de carga de tensión horizontal en conductor (fase completa) bajo las condiciones de los puntos D y E, de acuerdo a sección 2.8.1 b.

Líneas para un circuito serán diseñadas para las siguientes condiciones de Contención de Falla (carga longitudinal):

a. Carga longitudinal de un Hilo Guarda reventado y las tres fases intactas. b. Carga longitudinal de una fase completa reventada y el/los Hilos Guarda

intactos: se deben realizar las combinaciones entre las diferentes fases reventadas y el/los Hilos Guardas intactos.

c. Un Hilo Guarda reventado y una fase completa reventada simultáneamente: Se deben realizar las diferentes combinaciones entre el/los hilos guardas reventados y las diferentes fases reventadas.

Líneas para doble circuito serán diseñadas para las siguientes condiciones de Contención de Falla (carga longitudinal):


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a. Carga longitudinal de un hilo de guarda reventado y todas las fases de conductores intactas.

b. Carga longitudinal en un Hilo Guarda y carga longitudinal en una fase completa reventada simultáneamente: se deben aplicar las diferentes combinaciones posibles.

c. Carga longitudinal de dos fases completas reventadas simultáneamente. El/los Hilos Guarda permanecen intactos y se debe aplicar las diferentes combinaciones posibles de dos fases completas reventadas.

d. Para estructuras de doble circuito, se debe considerar la posibilidad de instalar solamente un circuito en un lado de la estructura y el/los hilos de guarda. Para esta condición se deben aplicar las condiciones de Contención de Falla de Líneas de un circuito.

5.2.3 Estructuras de remate con Ángulo con conjuntos de aisladores en remate.

5.2.3.1 Combinación de Carga 1. Caso de Carga Máximo Viento

A. Peso propio de la estructura B. Carga vertical producto del peso de los conductores y el/los Hilos Guarda de

acuerdo a secciones 2.3 y 2.8. C. Viento Máximo sobre la estructura de acuerdo a la sección 2.3.1. D. Carga transversal producto del viento sobre el conductor y tensión del

conductor de acuerdo a la sección 2.3 y 2.8. E. Temperatura mínima de acuerdo a la sección 2.4. F. Desbalance de cargas longitudinales equivalente a 3000 kg

5.2.3.2 Combinación de Carga 2. Caso de Carga de Contención de Falla. Conductor y/o Hilo Guarda Reventado.

A. Peso propio de la estructura B. Carga vertical de los conductores: El vano de peso de los conductores

reventados debe ser reducido al 50%. C. Viento Máximo sobre la estructura de acuerdo a la sección 2.3.1 D. Carga transversal producto del viento máximo sobre el conductor y tensión del

conductor de acuerdo a la sección 2.3 y 2.8.: El vano de viento de los conductores reventados debe ser reducido al 50%.

E. Temperatura mínima de acuerdo a la sección 2.4 F. Carga longitudinal por contención de falla asociada a los parámetros indicados

en los puntos D y E.

Hilos de Guarda: Carga longitudinal = carga de tensión en el cable bajo las condiciones del punto C.

Conductor: Carga longitudinal = Carga de tensión horizontal en el conductor bajo las condiciones de los puntos D y E.

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Líneas para un circuito serán diseñadas para las siguientes condiciones de Contención de Falla (carga longitudinal):

a. Carga longitudinal de un Hilo guarda reventado y las tres fases intactas. b. Carga longitudinal de una fase completa reventada y el/los hilos guarda

intactos: se deben realizar las combinaciones entre las diferentes fases reventadas y el/los Hilos Guardas intactos.

c. Un Hilo Guarda reventado y una fase completa reventada simultáneamente: Se deben realizar las diferentes combinaciones entre el/los hilos guardas reventados y las diferentes fases reventadas.

Líneas para doble circuito serán diseñadas para las siguientes condiciones de Contención de Falla (carga longitudinal):

a. Carga longitudinal de un hilo guarda reventado y todas las fases intactas. b. Carga longitudinal en un hilo guarda y carga longitudinal en una fase completa

reventada simultáneamente: se deben aplicar las diferentes combinaciones posibles entre ellos.

c. Carga longitudinal de dos fases completas reventadas simultáneamente. El/los hilos guarda permanecen intactos y se debe aplicar las diferentes combinaciones posibles de dos fases completas reventadas.


5.2.4 Estructuras de remate final

5.2.4.1 Combinación de Carga 1. Caso de Carga Máximo Viento

A. Peso propio de la estructura B. Carga vertical producto del peso de los conductores y el/los Hilos Guarda de

acuerdo a las secciones 2.3 y 2.8. C. Viento Máximo sobre la estructura de acuerdo a la sección 2.3.1. D. Carga transversal producto del viento sobre el conductor y tensión del

conductor de acuerdo a la sección 2.3 y 2.8. E. Temperatura mínima de acuerdo a la sección 2.4. F. Carga longitudinal en cada fase y en el/los Hilos Guarda, hacia un solo lado de

la estructura.

5.2.4.2 Combinación de Carga 2. Caso de Carga Contención de Falla. Conductor y/o Hilo Guarda Reventado

A. Peso propio de la estructura B. Carga vertical producto del peso de conductores y el/los hilos guarda de

acuerdo a la sección 2.3 y 2.8. C. Viento Máximo sobre la estructura de acuerdo a la sección 2.3.1 D. Carga transversal producto del viento máximo sobre el conductor y tensión de

los conductores de acuerdo a la sección 2.3 y 2.8. E. Temperatura mínima de acuerdo a la sección 2.4.


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F. Carga Longitudinal asociada a los parámetros indicados en los puntos D y E, hacia un solo lado de la estructura en todas las fases e hilos guarda

G. Pérdida de cargas longitudinales en la dirección de la línea, en las diferentes fases e hilo(s) guarda.

Líneas para un circuito serán diseñadas para las siguientes condiciones de carga longitudinal:

a. Carga longitudinal de un Hilo Guarda reventado y las tres fases intactas. b. Carga longitudinal de una fase completa reventada y el/los hilos guarda

intactos: se deben realizar las combinaciones entre las diferentes fases reventadas y los hilos guardas intactos.

c. Un hilo guarda reventado y una fase reventada simultáneamente: Se deben realizar las diferentes combinaciones entre el/los hilos guardas reventados y las diferentes fases reventadas.

Líneas para doble circuito serán diseñadas para las siguientes condiciones de carga longitudinal:

a. Carga longitudinal de un hilo guarda reventado y todas las fases intactas. b. Carga longitudinal en un hilo guarda y carga longitudinal en una fase completa

reventada simultáneamente: se deben aplicar las diferentes combinaciones posibles entre ellos.

c. Carga longitudinal de dos fases completas reventadas simultáneamente. El/los hilos guarda permanecen intactos y se debe aplicar las diferentes combinaciones posibles de dos fases completas reventadas.


5.2.4.3 Combinación de cargas por construcción y mantenimiento

La consideración a esta combinación de carga será dada de acuerdo a la sección 3.5, ya que el tensado puede ser de especial importancia para los 3 tipos de apoyo antes mencionados.

5.3 Parámetros de diseño

5.3.1 Miembros y Retenidas

Para los perfiles de acero se toma como estado limite mecánico el esfuerzo de fluencia, de acuerdo a la norma ASCE 10-97 o versiones posteriores. La carga máxima permisible en retenidas es 65% de la resistencia de ruptura del cable. Las retenidas serán también diseñadas para la corriente a tierra debido a fallas. Los miembros redundantes serán diseñados de acuerdo a la norma ACSE 10-97 en su última versión.

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5.3.2 Espesor mínimo de los perfiles de acero

Tomando en consideración el riesgo de daño durante el transporte y el montaje y de daño después de la erección, el grosor de material para las construcciones de soporte deberá ser no menor que aquellos dados en el Cuadro .

Cuadro 20: Espesor Mínimo de los Miembros

Miembro Sección Abierta

Montantes 6 mm

Otros miembros 4 mm

Miembros Redundantes 4 mm

Escuadras de Refuerzo 5 mm o el grosor mínimo del miembro conector.

Parrillas 4 mm

5.3.3 Razones de esbeltez máximas

La proporción entre el largo no soportado de un miembro y el radio de giro mínimo, L/r, no excederá:

Para miembros de compresión - Montantes L/r < 150 - Otros miembros L/r < 200 - Miembros redundantes L/r < 250 - Para miembros de solo tensión 300 < L/r ≤ 500

5.3.4 Acero bajo la superficie del terreno

Las siguientes indicaciones se refieren a acero en el enrejado (parrillas), etc., y no se aplica o no es válido para acero sumergido en concreto. El acero bajo la superficie del terreno será protegido de la corrosión de acuerdo a lo especificado en el capítulo 6. Al diseñar acero galvanizado bajo tierra el grosor calculado será incrementado con un mínimo de 2 mm como una seguridad contra la corrosión, por lo tanto el espesor mínimo indicado en el Cuadro deberá incrementarse para los elementos que se encuentren bajo tierra. Además se debe considerar el efecto de la corrosión cuando se diseñen uniones con perno que se encuentren en la misma condición. Esto debido a que la corrosividad del terreno puede variar grandemente dependiendo del tipo de suelo o de agua presente.

5.3.5 Uniones apernadas

La carga máxima permisible será calculada de acuerdo a la norma ASCE 10-97 o versiones posteriores. Las uniones con pernos podrán tener solamente un perno, excepto en los tirantes de las ménsulas, en donde se deberán colocar como mínimo dos (2) pernos. Los pernos para fuerzas tangenciales normalmente no tendrán rosca en aquella parte del eje que corresponda al hueco del perno. La rosca termina bajo la arandela o en alguna otra forma fuera del material tensionado. Es aceptado que la rosca termine hasta 5 mm dentro del material a cubrir, pero no más de un tercio


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del grosor del material. En este caso el área transversal bruta del perno (parte no roscada) podrá ser usada, en otros casos se deberá utilizar el área transversal desde la raíz de la rosca. El perno será de tal longitud que la tuerca después de haber sido ajustada tenga un largo por fuera del perno de tres veces el paso de la rosca. El perno tendrá una arandela plana y una de presión en el lado de la tuerca. El ajuste será realizado con un torque tal que posibles acumulaciones de zinc o rayones sean nivelados y la unión sea cerrada. Se recomienda asegurar la tuerca por medio de dos golpes en la rosca expuesta con un cincel o troquel o de alguna otra manera de asegurarse. Los perfiles de las roscas serán aquellos de acuerdo al estándar ISO o ASTM. Las dimensiones del tornillo preferidas son las m12, m16, m20 y m24. Los pernos de 12 mm serán utilizados en elementos redundantes (que no lleven cargas calculadas), no se permitirá esta dimensión de pernos en uniones de elementos con cargas calculadas. La distancia mínima del centro del hueco del perno al borde del elemento es 1,5 veces el diámetro del perno. La distancia mínima entre huecos para uniones con varios pernos es tres veces el diámetro del perno. Las distancias escogidas serán consideradas al calcular la tensión del cojinete. El diámetro del hueco del perno no será mayor que el diámetro del perno más 1,5 milímetros.

5.3.6 Postes

5.3.6.1 Postes de acero

Los postes de acero serán diseñados y fabricados de acuerdo con el manual número 72 de la ASCE Diseño de estructuras de acero tipo postes para transmisión (Design of Steel Transmission Pole Structures), última edición a menos que se establezca algún otro método en este documento. Los postes de acero serán calculados con un programa de computadora que considere los efectos de grandes desplazamientos y la variación en la rigidez de las secciones transversales a lo largo del poste. El diseño incluirá instrucciones para el transporte y erección del mismo.

5.3.6.2 Postes de concreto

Un soporte de concreto puede tener reforzamiento no tensado o reforzamiento pretensado. Las ventajas con el concreto pretensado son la resistencia a la corrosión, la mayor resistencia y menor peso que los de concreto reforzado no tensado. Los cálculos deberán considerar los efectos de grandes desplazamientos y la variación en la rigidez de la sección transversal a lo largo del poste. La resistencia última de una sección transversal será calculada de acuerdo a la publicación ACI 318, Requisitos de reglamento para concreto estructural.

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Los postes pretensados no deberán agrietarse bajo cargas de transporte, erección y las combinaciones de carga de la sección 5.2 pero con todos los factores de carga γ = 1.0, por ejemplo cargas de trabajo. El momento de agrietamiento es cuando el esfuerzo de tracción en la fibra extrema del concreto alcanza su módulo de ruptura. Los postes de concreto pretensado serán diseñados y fabricados de acuerdo a la Guía para el Diseño de Postes de Concreto Pretensado del PCI (Instituto de Concreto Pretensado). El diseño incluirá instrucciones para el transporte y la erección. Los puntos de sujeción recomendados son dados en la Figura14.

5.4 Material y Fabricación

5.4.1 Generalidades

Las reglas generales para la fabricación, garantía de la calidad y control de la misma son dadas en ASCE 10-97 referente a torres de celosías.

5.4.2 Material en miembros de acero

El acero para los soportes y los pernos cumplirá con los requerimientos de los estándares ASTM. Los requerimientos generales son dados en ASTM A6. Con la finalidad de reducir el riesgo de confusión del material, solo dos clases de resistencia serán utilizadas. Las categorías de acero permitidas son un acero de baja resistencia con un límite de fluencia mínimo de 250 MPa y un acero de alta resistencia con un límite de fluencia mínimo de 345 MPa. La calidad del acero para cada categoría de resistencia es escogida de tal manera que se evite el riesgo de fractura quebradiza, por ejemplo, el acero tendrá una buena resistencia a los impactos. Si el acero ha de ser soldado, esto deberá ser tomado en consideración al escoger su calidad. La resistencia última a la tracción en las tuercas y los pernos será de 500 – 800 MPa, el mismo grado de resistencia será usado para todas las tuercas y pernos en una línea de transmisión. La tuerca tendrá la misma resistencia que el perno. Pernos especiales como pernos de gancho o pernos de anclaje, los cuales no pueden ser confundidas con otros pernos pueden tener una resistencia diferente. La resistencia última en cables de retenida será como mínimo de 600 MPa.

5.4.3 Fabricación de miembros de acero

Las partes estructurales serán bien alineadas antes de ser ajustadas. Durante este ajuste, las partes no deberán ser forzadas a su posición de manera tal que ocurra deformación o tensión. El alineamiento será llevado a cabo a una temperatura mayor a los 18°C si el espesor del material no excede los 20mm, por ejemplo placas y pletinas. Placas y pletinas de acero con un espesor mayor a 20mm deberán ser alineados en caliente sin importar el largo. El pandeo, torsión u operaciones similares a temperatura ambiente son permitidas únicamente si las pruebas han demostrado que el material puede soportar el dicha operaciones sin que ocurran agrietamientos o esfuerzos los cuales en


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colaboración con el posterior galvanizado en caliente puedan producir la formación de grietas intergranulares. El corte y troquelado del acero no será llevado a cabo a una temperatura menor a 5°C. El estirado en frío con la finalidad de alargar el material no deberá ser aplicado. El tratamiento por calor no es permitido a menos que sea particularmente especificado y acordado en cada caso individual. Las partes componentes de la construcción de acero que no están ampliamente dimensionadas, serán ajustadas con la ayuda de patrones cuidadosamente diseñados. Para verificar que las partes componentes en una torre tienen un ajuste apropiado y son fáciles de ensamblar, una torre completa será fabricada y galvanizada para montaje en taller. El comprador será invitado para el ensamblaje en taller.

5.4.4 Uniones apernadas

Para uniones apernadas, ver también la sección 5.3.5 Todos los huecos para tuercas serán taladrados cuando el espesor del material exceda 13 mm. Cuando el espesor del material sea menor o igual a 13 mm, se permite que los huecos sean troquelados siempre y cuando el diámetro excede el espesor del material. Si se demuestra que el troquelar huecos no produce quebraduras o hace quebradizo el material, el troquelado en material más grueso que 13 mm puede ser permitido hasta un diámetro por lo menos 3 mm menor que el diámetro nominal y luego deberán ser hechos con taladro hasta su diámetro normal. Los huecos en las arandelas espaciadoras pueden ser siempre troquelados. Huecos erróneamente taladrados no podrán, ni total ni parcialmente, ser rellenados con soldadura. Para estructuras de acero galvanizado es importante que las diferentes partes tengan un buen ajuste, ya que la galvanización sufrirá daños si se necesitan trabajos especiales en el lugar de erección antes de ser ajustados. La entrega incluirá 5% extra de tuercas, pernos y arandelas.

5.4.5 Soldadura

Podrá ocurrir únicamente donde haya sido especificado particularmente en los planos y será llevado a cabo por soldadores con competencia comprobada. El método usado, a menos que sea especificado de alguna otra forma, será el método por arco manual con electrodos revestidos. Las protuberancias y agrietamientos son puntos de ataque para la corrosión y deberán ser sellados con soldadura antes del galvanizado por inmersión en caliente.

5.4.6 Galvanización por inmersión en caliente

La galvanización por inmersión en caliente se realizará de acuerdo con el estándar ASTM A 123 y A 153. El estándar ASTM A 143 provee los lineamientos generales para evitar la fragilización del material.

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El peso del revestimiento de zinc tendrá en promedio 610 g/m² y un mínimo de 550 g/m² para acero y un promedio de 381 g/m² y un mínimo de 305 g/ m² para pernos, tuercas y arandelas. Las construcciones galvanizadas por inmersión en caliente tendrán un revestimiento continuo y adhesivo, tan parejo como la forma y las propiedades lo permitan. Las superficies de contacto estarán libres de impurezas de flujo y acumulaciones de zinc. Después de la galvanización la construcción será limpiada para permitir su manejo sin el riesgo de lesiones. Los compartimientos cerrados serán provistos de huecos de ventilación en virtud del riesgo de explosión durante el calentamiento en el tanque del zinc. Para dar espacio a la capa de zinc, la rosca de las tuercas se hará de un tamaño mayor sobredimensionado. Después de la aprobación del comprador este podrá ser cambiado a un tornillo de tamaño más pequeño. La tuerca sobredimensionada o el tornillo subdimensionado respectivamente serán claramente marcados para evitar confusión.

5.4.7 Galvanización con pintura rica en zinc

Por medio del uso de pintura rica en zinc la protección contra corrosión puede ser mejorada para material no galvanizado, previamente galvanizado, construcciones galvanizadas o partes con daño a la capa de zinc. El principio de esta protección es el mismo que el de la galvanización por inmersión en caliente del acero, o sea, se obtiene una protección contra la corrosión catódica. La pintura debe tener un contenido de zinc mayor al 95% calculado para la pintura seca, con la finalidad de que el contacto eléctrico sea obtenido entre partículas adyacentes de zinc, la capa de zinc y la superficie de acero. El pintado con pintura rica en zinc requiere protección cuidadosa con superficies apropiadamente secas y limpias. La pintura rica en zinc no será aplicada a superficies que puedan ser sujetas a abrasión.

5.4.8 Pruebas mecánicas a las estructuras

Cada tipo de estructura será sometida a pruebas mecánicas antes de la aprobación final del diseño y los planos. Estas pruebas deben ser realizadas en estaciones de prueba debidamente certificadas. Las pruebas de carga serán ejecutadas de acuerdo a la publicación IEC 60652, Pruebas de Carga sobre Estructuras para Líneas Aéreas.


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Figura 14: Manejo de postes de concreto. Longitud del poste 18-31 metros

6-8 m

F

Dos grúas

LEVANTAMIENTO

2 m 2 m

F F

ALMACENAMIENTO

Una grúa

3 m 5-8 m 3 m 5-9 m 5-8 m

Arrastrando en suelo sin piedra

TRANSPORTE EN TERRENO

2 m

F

Rueda en la base

Suspendido en la grúa 2 m

F

2 m

F

2 m 6 m

F

L/4

F

ERECCION CON UNA GRUA O UNA GRUA ARTICULADA

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6 Cimentaciones: reglas de diseño

6.1 Generalidades

Toda obra de transmisión se debe soportar sobre el terreno en forma adecuada. El sistema de cimentación que se vaya a emplear deberá ser congruente con las características del medio soportante y sus problemas asociados. En ningún caso puede apoyarse la cimentación sobre capas de material vegetal, arcillas expansivas, rellenos mal conformados, botaderos, escombreras, materiales degradables o inestables, susceptibles a erosión, socavación, o arrastre por aguas subterráneas. La cimentación se debe colocar sobre materiales que presenten propiedades mecánicas adecuadas en términos de resistencia y rigidez, o sobre rellenos artificiales debidamente compactados. En zonas de alta susceptibilidad a la licuación se deberán tomar medidas específicas para mitigar las posibles deformaciones que pueden ocurrir durante un evento sísmico. Estas medidas de mitigación incluyen cimentar a profundidad suficiente para evitar las capas de granulometría susceptibles a la licuación, inyección de diferentes geoquímicos (mejoramiento del suelo), rellenos de sustitución, vibrocompactación o compactación dinámica. En el diseño de toda cimentación se deben considerar tanto los estados límite de falla del suelo de soporte y de los elementos estructurales, como los estados límites de servicio. Los parámetros de diseño utilizados deben justificarse plenamente, con base en resultados provenientes de ensayos de campo y laboratorio.

6.1.1 Estados límites de falla del suelo

El esfuerzo límite de falla se calculará por métodos analíticos, empíricos o mediante pruebas de campo, recurriendo a los métodos de la teoría de plasticidad y/o análisis de equilibrio límite que consideren los diversos mecanismos de falla compatibles con el perfil estratigráfico. En el cálculo se deberá considerar entre otras cosas:

Posición del nivel freático más desfavorable.

Influencia de estratos de suelos blandos.

Influencia de taludes próximos a la cimentación.

Suelos susceptibles a la pérdida parcial o total de su resistencia bajo solicitaciones sísmicas.

6.1.2 Estados límites de servicio

Los estados límite de servicio resultan del cálculo de asentamientos inmediatos, por consolidación y los asentamientos secundarios, además de la comparación de las inclinaciones y deformaciones diferenciales admisibles con los valores calculados.


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La evaluación de los asentamientos debe realizarse mediante modelos de aceptación generalizada empleando parámetros de deformación obtenidos a partir de ensayos de laboratorio o correlaciones de campo debidamente apoyadas en la experiencia a nivel nacional. El asentamiento total puede ser utilizado como criterio límite de asentamiento permisible. Se deberá diseñar de manera que el asentamiento máximo no exceda los 5 cm y que los asentamientos diferenciales sean inferiores a 0,0012*l, donde l es la distancia entre montantes adyacentes de la estructura con asentamientos diferentes.

6.1.3 Capacidad admisible

La capacidad admisible de diseño para la cimentación deberá ser el menor valor entre el esfuerzo límite de falla, reducido por un factor de seguridad o de reducción, y que produzca asentamientos menores a los máximos permitidos. Para la determinación de los factores de seguridad o de reducción mínimos que deben ser empleados para el análisis de la capacidad admisible de las cimentaciones, se deberá tomar como referencia lo indicado en la versión vigente del Código de Cimentaciones de Costa Rica en caso de no sea indicado en el presente documento.

6.2 Investigaciones geotécnicas

Las investigaciones geotécnicas tienen por objetivo la determinación de las características de los materiales presentes en sitio, así como la identificación de las posibles amenazas geotécnicas a las que puedan estar expuestas las estructuras. Las investigaciones geotécnicas necesarias serán realizadas para determinar la capacidad de soporte y la densidad de masa del suelo, así como la posible aparición de niveles freáticos y su máximo nivel. Si el tipo de suelo reposa sobre una base de roca sólida a una profundidad razonable, esta profundidad será también determinada. Es importante que se realicen los ensayos que mejor reproduzcan las condiciones de campo. Al ser las líneas de transmisión obras lineales, es común la sectorización del trazado para la ejecución del estudio de las condiciones geotécnicas. Dicha sectorización es definida a criterio del diseñador a cargo de la obra y suponiendo que los tramos en estudio presentan condiciones geotécnicas similares, las cuales a su vez se reflejan en la escogencia del tipo de cimentación más adecuada para las estructuras en cada tramo. Sin embargo, a pesar de la sectorización planteada para las investigaciones geotécnicas, existen sitios con condiciones particulares las cuales obligan a la ejecución de investigaciones geotécnicas y geológicas puntuales, requiriendo un análisis más detallado de las condiciones para la determinación del diseño final de

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la cimentación de la estructura. A continuación se enlistan las principales condiciones por las cuales un sitio puede ser considerado como especial:

Cimentación de la estructura en ladera.

Condición de carga desfavorable para la estructura.

Cambios fuertes de dirección en el sitio de las estructuras (ángulo o remate).

Desequilibrio de fuerzas laterales debido a diferencias importantes en las distancias libres entre el vano anterior y posterior.

Zonas identificadas con suelos susceptibles a licuación, arcillas de alta expansividad, limos colapsables, suelos y rocas blandos e intercalaciones de estos, rellenos artificiales mal compactados, botaderos, entre otros.

6.3 Acciones de diseño y combinaciones de carga

El análisis y diseño de la cimentación de las torres y postes considera los mismos valores de carga utilizados para el diseño de la estructura, con factores de seguridad específicos para cada tipo de cimentación. Las fuerzas sobre la cimentación son calculadas para las mismas combinaciones de carga incluidas en la sección 5.2, pero con un factor de carga mayor de acuerdo a la sección 2.7. Cuando sean empleadas las acciones provenientes del análisis estructural para el diseño geotécnico de la cimentación, es indispensable tener claro que las acciones aportadas deberán corresponder a las cargas sin mayorar. Esto es importante ya que el método de análisis de la cimentación será por el método de diseño por esfuerzos de trabajo. Las fuerzas transmitidas por la estructura sobre el suelo de cimentación serán iguales o menores que las capacidades máximas calculadas de acuerdo a las secciones 6.4 y 6.5.

6.4 Tipos de cimentaciones

6.4.1 Generalidades

El tipo y las dimensiones de las cimentaciones son función de las cargas y de la naturaleza del terreno. Cuando el suelo lo permite se suele acudir a cimentaciones directas que reparten las cargas de las estructuras en un plano horizontal, las cuales se construyen a poca profundidad bajo la superficie. En los casos en los que el suelo no tiene la resistencia o rigidez suficiente para permitir el apoyo superficial, o inclusive por la misma morfología del sitio, es necesario acudir a cimentaciones profundas, que transmiten las cargas de las estructuras fundamentalmente en vertical, ya sea de forma repartida o concentrada. En el caso de cimentaciones que utilicen el concreto para la transferencia de esfuerzos, la conexión de la torre a las cimentaciones se realizará por medio de un elemento estructural denominado como “stub” que consiste en un angular de acero galvanizado en caliente de características mecánicas y geométricas iguales o superiores al montante de la torre. El anclaje mecánico del stub al concreto se


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logra mediante aletas (fabricadas a partir del mismo angular del stub) atornilladas al mismo. Durante el proceso de diseño de los stubs, se debe verificar que las aletas no carguen el concreto directamente en contacto con ellas a más de 0,85f´c tomando en cuenta las cargas mayoradas. Adicionalmente se debe considerar que las aletas funcionan como anclajes mecánicos colocados en serie sobre un mismo eje. La capacidad de adherencia del concreto en el prisma de arrancamiento que genera cada aleta debe ser calculada según anexo D de la ACI 318. La sumatoria de estas resistencias al arrancamiento del concreto debe proporcionar un factor de seguridad mínimo de 2,00 para casos de carga de operación y 1,5 para casos de carga de contención de falla. Los principales tipos de cimientos utilizadas en las obras de transmisión son:

a) Enrejado de acero (Parrillas) b) Placas aisladas de concreto c) Losas flotantes de concreto d) Micropilotes e) Pilotes helicoidales f) Pilotes g) Pilas o prismas de concreto h) Bloques rígidos i) Anclajes directos en la roca

6.4.2 Enrejado de acero (Parrillas)

Cimentación compuesta por perfiles de acero galvanizados, unidos entre sí mediante pernos. Las ventajas del enrejado de acero son que pueden ser producidas en masa y ser montadas fácilmente en el campo; sin embargo, tienen el inconveniente de que son susceptibles a sufrir problemas de corrosión con el tiempo. Las cimentaciones con parrillas tienden a ser menos efectivas cuando estas son colocadas sobre laderas con pendientes superiores al 25 % debido a que requieren un considerable movimiento de tierras para lograr condiciones óptimas de capacidad de soporte, arrancamiento y estabilidad. El enrejado de acero puede ser colocado directamente sobre el terreno cuando se cuente con una capacidad de soporte admisible mínima de 150 kPa. Para suelos con capacidades de soporte admisible menor a los 150 kPa, se debe colocar sobre un relleno de sustitución con material selecto, de manera que se garantice una capacidad de soporte admisible de 150 kPa en la parte superior del relleno y una distribución de las cargas no mayor a la capacidad admisible del suelo en la parte inferior del relleno. Para los casos de las torres de remate y de ángulo que siempre tendrán cimientos sujetos a levantamiento, estos pueden ser analizados considerando el prisma de extracción que forma el enrejado con el suelo. El ángulo que da el prisma de

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extracción con el suelo estará en función de las propiedades del material, pero nunca deberá ser considerado mayor a 20°. Los factores de seguridad a considerar en las cimentaciones con enrejado de acero para la compresión y extracción deben ser:

FS mínimo a la compresión = 3,00

FS mínimo a la extracción en condición de operación = 2,00

FS mínimo a la extracción contención de falla = 1,5

6.4.3 Placas aisladas de concreto

Cimentación superficial compuesta de una zapata y un pedestal de concreto reforzado, apoyada sobre el terreno la cual reparte el peso y las cargas de la torre sobre la superficie de apoyo. Las placas de cimentación de concreto reforzado se deberán diseñar como elementos rígidos, debiendo cumplir con las ecuaciones de rigidez del Código de Cimentaciones de Costa Rica. No se permitirá realizar el diseño de las zapatas como elementos flexibles. Los factores de seguridad a considerar en las cimentaciones con placas aisladas de concreto para la compresión y extracción deben ser:

FS mínimo a la compresión = 3,00

FS mínimo a la extracción en condición de operación = 2,00

FS mínimo a la extracción contención de falla = 1,5

6.4.4 Losas flotantes de concreto

Las losas flotantes son un tipo de cimentación superficial que tiene muy buen comportamiento en terrenos poco homogéneos que con otro tipo de cimentación podrían sufrir asentamientos diferenciales. Su aplicación es común en obras de transmisión en regiones de suelos con características pobres y son una buena opción cuando se está en presencia de espesores importantes de suelo muy blando, con muy poca capacidad de soporte. El diseño de estas cimentaciones se debe realizar por teoría flexible, modelando el suelo como resortes que únicamente resistente compresión. También deberá cumplir con lo estipulado en el ACI 360. Se debe asegurar que las deformaciones permisibles indicadas en la sección 6.1.2 de este documento se cumplan. Ningún punto bajo la losa debe cargar el suelo a una presión mayor que su capacidad admisible calculada con un factor de seguridad mínimo de 3,00.

6.4.5 Micropilotes

Tipo de cimentación compuesta de elementos de pequeño diámetro (generalmente menores a 0,20 m) los cuales son excavados e inyectados en sitio. Dado su pequeño diámetro son reforzados con varillas o con tubos de acero embebidos en concreto. Usualmente son construidos en grupo e integrados con un cabezal de concreto del cual nace el pedestal donde se embebe en el stub.


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Los micropilotes son muy eficientes en condiciones de carga axial; sin embargo, debido a su reducida sección transversal son poco resistentes a cortante y flexión. En caso de que la estructura transmita cargas laterales a la cimentación, deberán ser estudiados en detalle. El valor de la adherencia micropilote – suelo debe ser obtenido mediante pruebas de carga realizadas a especímenes de prueba. Alternativamente se permite realizar el diseño con un valor de adherencia conservador y verificar este mismo mediante pruebas de carga realizadas para validar el diseño previo a la aceptación del mismo. En ambos casos, la cantidad y los sitios de pruebas de carga serán determinados por el diseñador en conjunto con el administrador de contrato ICE. La longitud del micropilote debe ser de tal manera que siempre se cumpla la longitud mínima obtenida por el diseño, si esta longitud no concuerda con la modulación, se debe colocar la siguiente longitud modular. Los factores de seguridad para cimientos utilizando micropilotes diseñados con pruebas de carga, para la extracción y compresión deben ser:

FS mínimo para condición de operación = 2,00

FS mínimo para condición contención de falla = 1,50

6.4.6 Pilotes helicoidales

Es un pilote donde la transferencia de carga hacia el suelo ocurre mediante hélices de acero galvanizado fijadas al fuste de acero galvanizado. Debido a lo esbelto de su sección deben ser estudiados a pandeo y en detalle en zonas susceptibles a licuación o en presencia de cargas laterales. Su diseño debe ser validado mediante pruebas de carga. Al igual que los micropilotes la cantidad de pruebas y los sitios de las mismas serán determinados por el diseñador en conjunto con el administrador de contrato. Los factores de seguridad para cimientos utilizando pilotes helicoidales diseñados con pruebas de carga, para la extracción y compresión deben ser:


FS mínimo para condición contención de falla = 1,50

6.4.7 Pilotes

Cimentación profunda que permite transmitir las cargas hasta un estrato resistente del suelo o a profundidad. Los pilotes trasmiten al terreno las cargas que reciben de la estructura mediante una combinación de fricción lateral y resistencia por punta. Por el proceso constructivo, el tipo de pilotes de uso más común en las obras de transmisión son los pilotes pre-excavados y colados en sitio de sección circular. Las estructuras son integradas a los pilotes mediante stubs debidamente embebidos en el concreto reforzado. Debido a lo delicado del proceso de nivelación de las patas de las torres, se prohíbe el uso de los pilotes hincados.

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Se prohíbe el uso de pilotes con punta acampanada (patas de elefante) para toda obra de transmisión. El diseño de los pilotes se regirá por el ACI 543, y para los pilotes pre-excavados cumplirá con el ACI 336. Los factores de seguridad para los pilotes pre-excavados deben ser:


FS mínimo para condición por contención de falla= 2,25 Los factores de seguridad para los pilotes pre-excavados con pruebas de carga deben ser:


FS mínimo para condición por contención de falla = 1,50

6.4.8 Pilas o prismas de concreto

Tipo de cimentación profunda utilizada en torres con cargas laterales importantes o en sitios de cimentaciones especiales. Su proceso constructivo es similar al de los pilotes colados en sitio, sin embargo dado su gran tamaño (diámetros mayores a 2,00 m) pueden ser construidos alternativamente con equipo manual o mecánico de excavación. Los factores de seguridad para estas estructuras deben ser:



6.4.9 Bloque rígido

Tipo de cimentación comúnmente empleada para postes o torres de sección esbelta donde se tiene presencia de cargas laterales y de momentos importantes, de manera que las cargas son transmitidas a la base, considerando el aporte lateral del terreno. Dadas las consideraciones realizadas para el diseño, es necesario que sea analizado en detalle el volcamiento de la cimentación y que no se produzca la falla lateral del terreno. Así mismo, cuando las deflexiones sean de gran importancia, la cimentación deberá ser diseñada considerando la interacción simultánea de la estructura y la misma. Los factores de seguridad y consideraciones de diseño para estas estructuras son los siguientes para casos de operación y por contención de falla:

Desplazamiento lateral máximo en la corona del bloque = 25 mm

FS mínimo para capacidad de carga vertical = 3,00

FS mínimo para resistencia pasiva lateral = 3,00

6.4.10 Anclaje directo en la roca

El anclaje directo en la roca consiste en la colocación de stubs firmemente asidos a la roca, generalmente con un pedestal de concreto por encima del terreno. Para la cimentación en macizos rocosos será de interés el conocimiento de las discontinuidades y su condición, ya que estas son las que gobiernan el


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comportamiento general, aunque también se deberá contemplar el aporte de la roca intacta dependiendo de la metodología de análisis que sea utilizada. El valor de la adherencia del anclaje - roca debe ser obtenida mediante pruebas de carga realizados a especímenes de prueba representativos. Alternativamente se permite realizar el diseño con un valor de adherencia conservadora y verificar este mismo mediante pruebas de carga realizadas para validar el diseño previo a la aceptación del mismo. Para ambos casos, la cantidad y los sitios de pruebas de carga serán determinados por el diseñador en conjunto con el administrador de contrato. Los factores de seguridad para cimientos utilizando anclajes en roca diseñados con pruebas de carga a la extracción y compresión deben ser:



6.5 Estabilidad local de la cimentación

6.5.1 Cargas de Levantamiento (Extracción)

Las cargas de diseño estimadas para el levantamiento serán siempre igual o menor que las fuerzas de anclaje máximas en el suelo o en la roca. Si las fuerzas de anclaje máximas son determinadas mediante pruebas, las condiciones de la prueba no serán más favorables que las condiciones de anclaje reales. Para las cimentaciones en suelo, la fuerza de anclaje máxima puede ser calculada como el peso de una pirámide truncada invertida (prisma) de suelo con un área inferior, igual a la base de la cimentación y cuyos lados tendrán un ángulo que dependerá del tipo de suelo, pero no mayor a 20°con la vertical. La fuerza podrá ser calculada o determinada mediante pruebas. Si el nivel freático está presente, este deberá ser tomado en consideración y la densidad de masa deberá ser reducida a la densidad sumergida. En caso de no contar con estudios de suelos o exploraciones puntuales, la densidad total podrá ser estimada en 1300 kg/m³ sobre el nivel freático y en 600 kg/m³ por debajo del mismo. El ángulo máximo con la vertical de la pirámide truncada invertida es de 20°. Para las cimentaciones en roca, serán ancladas de tal manera que los tornillos de anclaje no se deslicen y que la base de la roca no sea dañada por las tensiones para las cuales la cimentación fue diseñada. Las investigaciones necesarias serán realizadas para determinar la densidad de masa de la roca, su grado de fracturamiento y el nivel freático, así como para confirmar la carga máxima calculada teóricamente para anclajes en los diferentes tipos de roca. La influencia del fracturamiento en el contrapeso de la roca será tomada en consideración reduciendo el ángulo de la pirámide truncada invertida de 45° a 30° normalmente.

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Finalmente, se debe tener presente la reducción en el peso de las pirámides truncadas invertidas por la posible interferencia entre de las dos patas que trabajan al arranque.

6.5.2 Momento de vuelco

Comprobación que debe efectuarse en cimentaciones sometidas a momentos o fuerzas horizontales. El problema se reduce a comprobar que la sumatoria de los momentos de vuelco es inferior a la sumatoria de los momentos estabilizadores, teniendo en cuenta un factor de seguridad el cual deberá ser mayor o igual a 1,5 en todos los casos. Para el análisis, los momentos deben ser estimados respecto al punto en el cual se espera que rote la cimentación.

6.5.3 Deslizamiento en la base

En el caso de cimentaciones sometidas a acciones horizontales se deberá comprobar la seguridad al deslizamiento en la base. La fuerza de rozamiento entre la base de la cimentación y el terreno o la cohesión de éste se tomará como única fuerza estabilizante, despreciándose generalmente el empuje sobre la superficie lateral de la cimentación. Al realizar la comprobación se deberá tener en cuenta un factor de seguridad el cual debe de ser mayor o igual a 1,5 para condición estática y 1,15 para condición dinámica.

6.5.4 Consideraciones de efecto de grupo

La capacidad de carga de un grupo de pilotes es generalmente distinta a la suma de las capacidades individuales de los pilotes que conforman el grupo. Para suelos arenosos la eficiencia del grupo será de 1,00. Para los demás suelos granulares ó cohesivos la eficiencia deberá ser evaluada con una metodología apropiada para el tipo de suelo y para la geometría de los pilotes, pero siempre menor a 1,00. Para suelos especiales esta eficiencia puede ser tan baja como 0,50.

6.6 Estabilidad global contra deslizamiento

En los casos donde los sitios de las estructuras se encuentren ubicados sobre una ladera o en las cercanías, donde sea necesaria la conformación de una excavación considerable para el proceso constructivo o debido a la topografía natural del sitio, existe el potencial de deslizamiento que pueda poner en peligro la operación de la estructura, es obligatorio la ejecución de un análisis de estabilidad de la ladera o taludes de excavación donde se verifique la estabilidad global del terreno, incluyendo el efecto de la estructura que se proyecta construir. Para los análisis de estabilidad de laderas o taludes de excavación, se deben tener en cuenta la geometría del terreno antes y después de cualquier intervención constructiva, la distribución y características geomecánicas de los materiales presentes en sitio que conforman el talud, las condiciones geológicas,


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hidrogeológicas e hidráulicas, las sobrecargas de las obras vecinas, los sistemas y procesos constructivos, la obra finalmente construida y las acciones sísmicas. En necesario contar con un modelo geológico-geotécnico que contenga al menos una sección transversal del terreno. Dichos modelos deben ser analizados utilizando un método de cálculo y análisis de reconocida validez y aplicación, en su condición estática y dinámica, proporcionado a la ubicación del talud, la magnitud del problema potencial y a las consecuencias en pérdidas de vidas y económicas en caso de falla del sitio de torre. Cuando los análisis de estabilidad sean realizados mediante los métodos de equilibrio límite, es indispensable que los factores de seguridad obtenidos como resultados del análisis sean igual o mayor que 1,5 para la condición estática y 1,1 para la condición pseudoestática (evalúa la estabilidad sujeta a carga sísmica). Para el análisis pseudoestático de la estabilidad de la ladera o taludes de excavación, se deberán utilizar los siguientes coeficientes dinámicos horizontales propuestos para cada tipo de suelo y según las zonas sísmicas en que divide la normativa vigente del Código Sísmico de Costa Rica.

Cuadro 21: Coeficientes dinámicos horizontal para su utilización en el método pseudoestático

Tipo de suelo Zona II Zona III Zona IV

S1 0,15 0,15 0,20

S2 0,15 0,20 0,20

S3 0,15 0,20 0,25

S4 0,15 0,20 0,25

Fuente: Laporte 2004

Además se deberá incluir una carga pseudoestática vertical en ambas direcciones con un valor de ±0,1 g y obtener los respectivos factores de seguridad. Se hace la salvedad que el método pseudoestático no será aplicable para masas que incluyan estratos licuables o con arcillas sensibles.

6.7 Materiales

6.7.1 Concreto y reforzamiento

El material será escogido en función de las condiciones válidas a lo largo de las obras de transmisión. El concreto será hecho de cemento tipo Portland de acuerdo a ASTM C150, Clase Tipo I ó III. Para concretos expuestos a condiciones químicas agresivas: sulfitos, sulfatos, nitritos, nitratos, aguas pesadas o suelos con PH alcalino o ácido, el diseñador deberá considerar en su diseño el uso de aditivos certificados o

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protecciones adicionales para evitar el desgaste y garantizar la durabilidad del concreto. El f’c mínimo a ser utilizado en estructuras de cimentación para líneas de transmisión debe ser de 24,5 MPa. El acero de refuerzo consistirá de barras corrugadas las cuales deben cumplir con la norma ASTM A 706. A menos que haya sido especificado otro comité de ACI gobernante para la estructura específica, el diseño, la carga máxima permisible, la ejecución del concreto, el reforzamiento, el abastecimiento, las pruebas al cemento y otros materiales para el concreto deberán cumplir con la normativa vigente del código ACI 318: Requisitos de reglamento para concreto estructural. En lo concerniente al control de calidad, se aplicará lo normado en el ASTM C-33 para el concreto.

6.7.2 Acero para cimentaciones tipo parrilla

Las cimentaciones de enrejado de acero deberán ser protegidas de forma efectiva contra el ataque de la corrosión. La corrosión en el suelo es generalmente mayor que en el aire y las condiciones de corrosión son considerablemente más complicadas de determinar. La protección contra la corrosión deberá ser precedida de una investigación para determinar las propiedades resistivas y químicas del suelo. El enrejado de acero enterrado en el suelo se oxida a diferentes grados dependiendo de las propiedades del mismo. En arena o grava bien drenada, o en suelo con movimiento insignificante de agua freática, la corrosión será mínima. La corrosión se puede ver aumentada por las siguientes razones:

Aumento en el contenido de humedad en el suelo.

Aumento en el movimiento del nivel freático.

Aumento en la conductividad del suelo, un mayor contenido de sales disueltas aumenta la conductividad y por lo tanto, la corrosión.

PH bajo del suelo o agua subterránea. En general las parrillas galvanizadas por inmersión en caliente serán pintadas con pintura de brea (Bituminosa) hasta un nivel de 150 mm por encima de la superficie del suelo. El grosor de la pintura será de al menos 1 mm. La pintura no cubrirá las superficies de contacto entre las barras ni entre estas y los sujetadores de puesta a tierra. Donde se anticipa condiciones severas de corrosión en el suelo, un alambre de control será instalado de no ser especificado de otra manera.

6.7.3 Rellenos

Cuando sea factible emplear una cimentación superficial y las condiciones geotécnicas así lo requieran, será necesario realizar la conformación de un relleno de sustitución con material de préstamo por debajo de las cimentaciones en procura de una mejor distribución de los esfuerzos a profundidad. Los rellenos de sustitución, dependiendo de la manera en que sean concebidos pueden cumplir dos funciones:


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Rellenos con la misma sección transversal que las cimentaciones únicamente cumplirá la función de transmitir las cargas a un estrato más competente a profundidad.

Rellenos con una sección transversal mayor a la sección de la cimentación, cumplirá la función de llevar y distribuir los esfuerzos de una mejor forma a profundidad. La distribución más eficiente se produce cuando el ancho de la sustitución excede al ancho de la cimentación en una dimensión igual al espesor de sustitución, pudiéndose estimar los esfuerzos bajo el relleno mediante el método de la pirámide obteniendo una distribución de esfuerzos simplificada 2:1 (vertical:horizontal).

Para la conformación del relleno es preciso efectuar ensayos de laboratorio que permitan caracterizar el material de préstamo. El material a utilizar como relleno deberá cumplir las siguientes características:

Clasificar como material no plástico (NP), es decir no debe contener partículas plásticas

No debe contener partículas orgánicas, grumos ni terrones de arcillas

Debe estar constituido por partículas duras y durables de piedras, gravas, tobas o lastres, tamizados o triturados para obtener el tamaño y la graduación requerida

Debe cumplir con la graduación mostrada a continuación

Cuadro 22: Graduación recomendada para los rellenos de sustitución.

Malla Porcentaje

Pasando (%)

3” (76,2 mm) 100

Nº 4 (4,75 mm) 40 - 100

Nº 40 (0,425 mm) 10 - 70

Nº 200 (0,075 mm) 0 - 20

Durante la etapa de construcción del relleno se deberá llevar a cabo un control de calidad adecuado para garantizar que el relleno colocado posee las características mecánicas requeridas. Lógicamente el relleno deberá conformarse siguiendo técnicas aceptadas en la ingeniería, como por ejemplo, utilizar materiales adecuados, extender y colocar el material en capas de espesor no mayor a los 30 cm, la humedad del material a colocar no debe ser inferior o superior en 3% de la humedad óptima de compactación, el porcentaje de compactación no debe ser inferior al 95% del Proctor Modificado de la densidad máxima seca , y finalmente, efectuar la compactación por medio de equipo mecánico vibratorio, entre otros.

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Para el caso de los rellenos de cierre a conformar con el material de sitio, es importante que se realicen las pruebas de compactación en laboratorio para su utilización en campo. Generalmente el material de sitio presenta un alto contenido de material plástico, siendo de suma importancia el control de la humedad del material para alcanzar las densidades máximas obtenidas en laboratorio, especialmente en época lluviosa, en donde por las condiciones del clima se imposibilita una adecuada compactación debido al alto contenido de humedad presente en el material. En caso de que se dificulte el control de las humedades, los rellenos de cierre se deberán de conformar con un material de préstamo adecuado. En tipos de suelo no compactos con bajos pesos volumétricos, el material de relleno debe ser reemplazado por material de préstamo con un peso volumétrico mayor. Es importante tener presente que el suelo de relleno no recupera inmediatamente sus propiedades de resistencia originales aun cuando esté completamente compactado. Si la cimentación se espera que esté expuesta a grandes cargas de levantamiento o de vuelco antes del que el relleno haya tenido el tiempo para consolidarse, se deberá tomar en consideración esta situación al diseñar la cimentación.

6.8 Excavaciones

Las excavaciones podrán delimitarse con taludes perimetrales cuya pendiente se evaluará a partir de las propiedades mecánicas de los materiales; sin embargo, en ningún caso se permitirán taludes con una pendiente mayor a 70° con la horizontal. Dicha evaluación se podrá efectuar a partir de los métodos clásicos de análisis de estabilidad. De ser necesario se deberá colocar soportes temporales durante el proceso de excavación. En todos los casos deberá realizarse un control adecuado del flujo de agua freática o de escorrentía y seguir una secuencia de excavación que minimice la alteración de las propiedades mecánicas de los materiales en sitio. Después de realizada la excavación para la construcción de la cimentación, se deberá proteger las excavaciones contra los cambios de humedad, colocando lonas o geomembranas. Cuando se excava para las cimentaciones, la capa de suelo a nivel de desplante no deberá ser aflojada. Donde el aflojamiento del suelo no pueda ser evitado, será necesario que se compacte nuevamente antes de que se realicen los trabajos para la construcción de la cimentación. El aflojamiento de las capas del suelo lateral alrededor de la cimentación deberá también ser evitado en la medida de lo posible. Durante el proceso constructivo se debe estar atento a cualquier discrepancia entre las características de los suelos encontrados en las excavaciones y las consideradas en el proyecto, de manera que se realicen los ajustes necesarios de forma oportuna.


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6.9 Control de erosión y manejo de aguas

Dado que las estructuras de transmisión son obras permanentes que deben perdurar en el tiempo, unido a un detallado análisis y diseño de la cimentación, debe realizarse un adecuado control de erosión y manejo de las aguas de escorrentía a nivel superficial. Las condiciones climatológicas en las cuales se enmarca el país hacen que comúnmente algunos sitios de torres se vuelvan vulnerables con el paso del tiempo producto de la intemperización y los procesos erosivos a los que ven expuestos los sitios de torres. La erosionabilidad es la susceptibilidad con que el suelo es desprendido y transportado por fenómenos erosivos. Este proceso básicamente está regido por las condiciones geométricas, tamaño de las partículas, velocidad de la escorrentía y la cobertura vegetal. Dentro de las principales medidas que son tomadas para el control de la erosión y el manejo de las aguas están:

Construcción de cunetas y contracunetas revestidas en concreto

Construcción de drenajes y subdrenajes

Suavizado de pendientes

Siembra de vegetación

Colocación de geotextiles Durante la construcción de las obras de transmisión es frecuente que se dejen las labores de control de erosión y manejo de aguas para las últimas etapas del proyecto, pudiendo presentarse lluvias intensas durante la construcción que comprometan las obras ya construidas, debido a un manejo inadecuado de las aguas durante el proceso constructivo. Las obras específicas que sea necesario implementar deberán ser analizadas en detalle para cada sitio en particular. Es importante que las obras sean diseñadas con secciones y pendientes suficientes que impidan la concentración de aguas que pudieran inducir a la formación de procesos erosivos.

7 Sistema de puesta a tierra

7.1 Generalidades

El sistema de puesta a tierra debe proteger a la línea de transmisión de fallas producidas tanto por descargas atmosféricas como por fallas provocadas durante la operación de la línea de transmisión. En general, el sistema de puesta a tierra deberá cumplir con las siguientes normas - Standard IEEE 80,“IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding”. The Institute of Electrical and Electronics Engineers, New York, 2000. - Proyecto EPRI 1491-1, Octubre 1982: Aterrizaje de líneas de transmisión, volúmenes 1 y 2.

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El diseño final del sistema de puesta a tierra debe amoldarse a todas las recomendaciones planteadas en el capítulo 1 de este documento. Las figuras mostradas en este capítulo son una referencia básica para la configuración de un sistema de puesta a tierra.

7.2 Dimensiones y configuración general de los conductores a tierra

7.2.1 Dimensiones

El área de los conductores de puesta a tierra se escoge de acuerdo a la magnitud de la corriente de falla a tierra. Como se mencionó en el capítulo 4, el cálculo de la corriente de falla a tierra es de 25 kA, con una duración de 1s. Debido a que el riesgo de corrosión es alto en la base de la estructura, los conductores del sistema de puesta a tierra en este punto deben consistir de varillas y cables de cobre o revestidos de cobre. Los conductores revestidos de cobre deben cumplir los requisitos de la norma ASTM B 227 y B 228, grado 40 HS (alta resistencia). Los cables para conectar las torres a los elementos utilizados para la puesta a tierra, deben tener un área mínima de 50 mm2 tanto como conductores de cobre como en los conductores revestidos en cobre. Los electrodos de tierra o contrapeso continuo deben tener un área mínima de 35 mm². Las varillas de puesta a tierra están compuestas de un núcleo de acero de alta resistencia con una capa exterior de cobre puro, sujeta fuertemente al núcleo y con rosca externa en ambos extremos. La capa de cobre debe tener un espesor mínimo de 0,3 mm. Las varillas de puesta a tierra deben tener un diámetro de 16 mm y un largo de 3,0 metros. Las conexiones enterradas pueden ser atornilladas. Se pueden utilizar grapas de presión y conexiones soldadas. Todos los componentes que conforman el sistema de puesta a tierra deben diseñarse de tal manera que soporten térmica y mecánicamente la corriente antes mencionada.

7.2.2 Conexión de los conductores de tierra a las torres

El conductor a tierra se conecta a la pata de la torre por medio de un conductor vertical. Si las torres tienen cimentaciones de concreto o acero, el conductor de cobre se conecta directamente a la torre. La conexión puede ser colocada 0,2 metros bajo el nivel del suelo, ver Figura 14. Para el caso de postes de concreto debe existir un bajante de un material que garantice una adecuada conductividad y se debe conectar directamente al sistema de puesta a tierra a 0,2 metros bajo el nivel del suelo, ver Figura 1615. En la Figura 16 se muestra la configuración mínima de un sistema de puesta a tierra.


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Figura 14: Representación típica de la conexión del sistema de puesta a tierra para estructuras metálicas

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Figura 1615: Representación de aterrizaje para postes no metálicos

Figura 16: Representación de colocación del sistema de puesta a tierra con 2 varillas en patas diagonales


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7.2.3 Profundidad de los conductores de puesta a tierra.

Los conductores a tierra deben enterrarse a una profundidad de al menos 0,5 metros, y en suelo agrícola a una profundidad de al menos 0,8 metros. En terrenos difíciles el conductor debe enterrarse tan profundamente como sea posible. Se debe evitar el colocar conductores de cobre o recubiertos con cobre sobre la superficie de placas de roca. De no ser posible, el conductor debe ocultarse en una zanja que tenga una profundidad de 80 mm y debe cubrirse con concreto.

7.2.4 Cruces

7.2.4.1 Tuberías de agua

Los conductores a tierra pueden cruzar tuberías metálicas principales de agua potable o de aguas negras. Los contrapesos no deben cruzar tubos metálicos pequeños de agua potable o aguas negras. Para posibilitar el cruce, una sección de la tubería debe ser reemplazada por tubo plástico.

7.2.4.2 Cables eléctricos y electrodos a tierra

Los conductores a tierra pueden cruzar cables de potencia de 10 kV o voltaje superiores. Los conductores a tierra no deben cruzarse con cables de telecomunicaciones o cables para voltajes inferiores a 10 kV sin una investigación especial y aprobación del operador de la red. Los conductores a tierra deben colocarse a 0,5 metros por debajo de los cables que se cruzan a lo largo de un tramo de aproximadamente 5 metros de cada lado del cruce. La distancia de los conductores de tierra a los electrodos de tierra para redes de bajo voltaje y a cables de telecomunicaciones no debe ser menor a 50 m. Si son necesarias distancias más cortas en casos especiales, se deben realizar investigaciones que deben aprobarse por el operador de la red. Como se menciona en el Capítulo 1, sección 1.4.3, la distancia entre los sistemas a tierra de las torres de dos líneas de alto voltaje debe ser de al menos 50 metros. Si es necesario disminuir esta distancia, debe realizarse un estudio detallado en cada caso, como los mencionados en el capítulo 1.

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8 SERVIDUMBRE

8.1 Definición

Área necesaria para la construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión con todos los requisitos de seguridad propia y de terceros.

8.2 Ancho de la servidumbre

El ancho de la servidumbre debe establecerse para toda la línea considerando los límites permitidos de campos eléctricos y magnéticos y las distancias de seguridad para condiciones normales de operación. Para vanos especiales se permite variar el ancho de la servidumbre como opción cuando no se pueda modificar el diseño de la línea. Debe analizarse el escenario de viento máximo para asegurar que los conductores no se desplacen fuera de la servidumbre. En caso de que no se cumpla esta condición se debe valorar si existirá algún tipo de afectación con respecto a las distancias de seguridad eléctrica (ver capítulo 1) con el fin de resguardar la seguridad de las personas e infraestructura propia o externa. Estos tipos de cálculos deben ser hechos mediante simulación digital usando software especializado similar al PLS CADD®. La ubicación de las estructuras a lo largo de la servidumbre debe considerar todos los posibles escenarios como son intensidad de campos eléctricos y magnéticos en el borde las servidumbre para estructuras de uno o varios circuitos, estructuras con varios circuitos con distintos voltajes, condiciones de viento, ubicación de los conductores en la estructura, etc.

8.3 Campos eléctricos y magnéticos

Los campos eléctricos y magnéticos de una línea de transmisión de más de 138 kV deben limitarse de acuerdo a lo indicado en el capítulo 1 sección 12 de este documento de la siguiente manera:

8.4 Servidumbre para líneas paralelas

Para casos de líneas paralelas, se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos:

a) Distancias de seguridad eléctrica fase – fase y fase – tierra mencionadas en el capítulo 3, para los distintos escenarios de operación de las líneas.

b) Cumplimiento de los valores de campo eléctrico y magnético bajo condiciones máximas de operación, sin considerar contingencia en el sistema.

c) Estudio del comportamiento de los tramos de línea en paralelo, ante descargas atmosféricas considerando el efecto de las cercanías de los sistemas de puesta a tierra.


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Todo lo anterior con el objetivo de garantizar la operación adecuada de las líneas de transmisión y la seguridad física de las personas y la infraestructura.

8.5 Protección ambiental

Este apartado describe la afectación en los diferentes componentes del ambiente natural y en algunos casos se darán recomendaciones generales que buscan disminuir los impactos negativos.

8.5.1 Flora y fauna

Vegetación: Con base en el inventario forestal preestablecido, se analizará las medidas a tomar en cuenta con todos los árboles que se encuentren dentro de la servidumbre, de tal manera que se garantice la operación confiable de la línea de transmisión disminuyendo el impacto al ambiente. En el diseño, los inventarios taxonómicos y cuantitativos facilitarán prever los permisos requeridos en las siguientes etapas. La compensación de estas alteraciones será de acuerdo con los avalúos correspondientes y considerando los interés del propietario afectado. Ante la identificación de especies vedadas, en primera instancia se debe procurar la reubicación de la obra de transmisión, para evitar su corta; de no ser posible, la negociación con las autoridades ambientales locales debe contemplar la reposición de la especie afectada en alguna proporción. Para especies forestales que están fuera de la servidumbre y por alguna razón se ponga en peligro la operación de la línea debe negociarse con el propietario su corta previa indemnización. Fauna: Para efectos de diseño de líneas de transmisión se debe contar con el inventario aviar, así como otras especies rastreras, estudios de migración de aves, y la interacción de los corredores biológicos con la línea de transmisión. A partir de esta información se seleccionarán los sitios en donde se debe instalar sistemas dispersores de aves, pasa monos, y cualquier medida necesaria.

8.5.2 Agua

En la fase de diseño se debe prever daños directos sobre la red de drenaje superficial, con base a los estudios geológicos e hidrogeológicos que dan las pautas a seguir para los movimientos de tierras, en particular la interrupción temporal o permanente de cauces y aporte a cauces cercanos, así como las nacientes permanentes. Estos estudios definirán las pautas a seguir para el diseño de las cimentaciones.

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8.5.3 Impacto por divergencias de uso del suelo

En la fase de diseño con base en la información temática disponible se podrá prever los cambios en el uso del suelo que generen un sobreuso o subuso de él, buscando disminuir las divergencias de uso.

8.5.4 Población

El diseño debe considerar toda la información urbanística previa tomada en cuenta en el proceso de selección de ruta, así como los compromisos adquiridos con los propietarios a la hora de la escogencia de los sitios de las estructuras.

8.5.5 Actividades económicas

Deben considerarse los daños sobre las propiedades afectadas, cambios en el uso del suelo, pérdida de área en los propietarios, daños sobre los cultivos presentes, cortas de áreas forestales, etc. En la fase de diseño se debe considerar lo anterior, permitiendo justificar eventuales erogaciones por daños y afectaciones a lo largo de la obra de transmisión, determinando la disponibilidad de recursos económicos para su compensación.

8.5.6 Infraestructura

El diseño de la obra debe considerar la limitación espacial en los bordes de las servidumbres de líneas de transmisión, y determinar si incide en restricciones para otras obras de desarrollo público (iluminación vial, electrificación rural, cañerías, acueductos, telefonía pública, infraestructura subterránea, poliductos, líneas férreas, etc.).

8.5.7 Patrimonio histórico – cultural

Debe haber un inventario arqueológico y cultural previo al diseño para ser tomado en cuenta a la hora de la colocación de las estructuras.

8.5.8 Patrón tenencia de la tierra

En la fase de diseño debe ser considerado el mosaico de propiedades, para la adquisición de la servidumbre.

8.5.9 Paisaje

En la fase de diseño se debe prever que la presencia de las calles de servidumbre en las proximidades de núcleos habitados o monumentos del patrimonio es un impacto, dado el cambio que determinan de las condiciones originales.


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9 TOPOGRAFÍA

9.1 Generalidades

Antes de efectuar cualquier trabajo de diseño se debe contar con la topografía, que incluya el corredor seleccionado para la futura línea de transmisión, así como toda la información referente a posibles obstáculos como por ejemplo líneas aéreas de energía, infraestructura o limitaciones ambientales como por ejemplo ríos, bosques, nacientes de agua, etc.

9.2 Sistema de proyección de coordenadas

Debe utilizarse el sistema oficial y vigente para la proyección de coordenadas del país.

9.3 Métodos de levantamiento topográfico

El levantamiento topográfico se puede realizar a través de los siguientes métodos:

9.3.1 Método LiDAR (Light Detection And Ranging)

Consiste en un levantamiento vía aérea utilizando una aeronave equipada con un escáner laser, GPS, cámaras fotográficas, cámaras de video y equipos de navegación inercial.

Insumos mínimos requeridos para diseño:

Se necesita una franja mínima de 400 m de ancho.

Identificación y codificación adecuada de puntos de levantamiento según el Cuadro. Los códigos que se indican en el cuadro son los recomendados.

Una densidad mínima de 4 puntos por cada metro cuadrado de área levantada de terreno.

Fotografía aérea ortorreferenciada de alta resolución.

Posterior a la etapa de prediseño, debe procederse con el marcado de los sitios de estructuras y a partir de esto el diseñador podrá solicitar mayor detalle en la información topográfica.

9.3.2 Método convencional

Es la topografía realizada mediante equipo de precisión (estaciones totales) y cuadrillas de campo.

Insumos mínimos requeridos para diseño:

El levantamiento topográfico debe incluir curvas de nivel a todo lo ancho del corredor como mínimo a cada metro que permita generar perfiles laterales a partir de una definición de una línea de centro.

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Identificación y codificación adecuada de puntos de levantamiento según el Cuadro. Los códigos que se indican en el cuadro son los recomendados.

Cuando se hace la topografía sobre lagos, ríos, etc. debe anotarse la fecha. Debe medirse el nivel de agua más alto y en caso de existir información histórica del nivel de agua máximo alcanzado debe incluirse. Esto es de importancia para las distancias del conductor sobre el agua.

Para cruzar líneas aéreas de transmisión, telecomunicaciones, carreteras, tuberías, vías férreas, edificios, etc., se deben hacer esquemas, que deben consistir de un dibujo de planta con escala 1:500 y de un perfil con escala de 1:200 vertical y 1:2000 horizontal. La planta y el perfil deben cubrir alrededor de 25 m de cada lado de la línea de centro. Debe anotarse información del obstáculo como voltaje, elevación, etc.

Deben entregarse mapas con información de edificios, líneas de transmisión, tuberías, carreteras, etc. dentro del corredor.

Deben medirse todos los límites que sean de interés entre los diferentes tipos de terreno y entre propietarios.

El resultado de la topografía debe presentarse en planos con planta y perfil. Las escalas a utilizar para el perfil son 1:2000 horizontal, 1:200 vertical; o 1:5000 y 1:500 respectivamente.

Posterior a la etapa de prediseño, debe procederse con el marcado de los sitios de estructuras y a partir de esto el diseñador podrá solicitar mayor detalle en la información topográfica

9.4 Identificación y codificación de puntos de levantamiento

La siguiente identificación de puntos de levantamiento aplica en ambos métodos de levantamiento topográfico:


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Cuadro 23: Codificación de puntos.

Se recomienda utilizar la codificación indicada en la tabla anterior para efectos de uniformidad de la información.

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10 NOMENCLATURA Y ROTULACIÓN DE LINEAS Y ESTRUCTURAS

10.1 Rotulación

Cada estructura será rotulada con información referente al propietario de la línea, el código de la línea, el número y tipo dela estructura.

10.1.1 Nomenclatura de torres

Las torres se deben nombrar del mismo modo que las obras que se desarrollan, es decir distinguir entre la “Línea Madre” y sus “Entronques”. La línea madre es simplemente la primera obra independiente que se construye y que une, por ejemplo, la subestación “A” con la subestación “B” (ver la Figura 17). La numeración de las estructuras para esta línea madre debe ser continua empezando en la subestación A y terminando en la subestación B.

Figura 17: Esquema para nomenclatura de torres

Si se construye un entronque a partir de la línea madre a una nueva subestación “C” intercalada, la porción nueva es un “Entronque a C” dependiente de la línea Madre A-B. La manera de designar las estructuras del entronque es numerarlas independientemente de las estructuras de la línea madre, así la numeración de las


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estructuras del entronque iniciará desde el punto de derivación hasta la subestación C.

10.1.2 Rotulación de estructuras

Se deberá identificar la estructura en el cuerpo piramidal, a nivel del primer marco, tal y como se ilustra en la Figura 18.

Figura 18: Esquema para nomenclatura de torres

Para la identificación de la estructura, se utilizará una cinta adhesiva tipo calcomanía, la cual deberá cumplir con los siguientes aspectos:

La información que debe contener como mínimo, será el nombre de la línea madre o del entronque y el número consecutivo de torre, para el caso del nombre de la línea o entronque, solo se deberá usar las siglas correspondientes a la identificación utilizada en las bases de datos de las áreas de planeamiento y que maneja el Ente Operador Regional (EOR).

El fondo de la calcomanía debe ser color amarillo, las letras y números de color negro.

Las dimensiones de la cinta de identificación, variarán según el tamaño de los montantes en el caso de estructuras tipo celosía o según el tamaño del cuerpo tronco cónico en el caso de postes metálicos.

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La cinta debe ser colocada tomando como referencia el sentido de línea o entronque.

Referirse a la Figura 19 para observar la distribución de la información en la cinta de identificación de estructuras.

Figura 19: Cinta de Identificación de Estructuras

Además, para la identificación de estructuras se colocarán dos placas por torre. Estas placas de identificación, deben cumplir con los siguientes aspectos:

Se instalarán en la parte superior de la estructura, tal y como se ilustra en la Figura 18, una hacia adelante y otra hacia atrás, tomando como referencia el sentido de línea o entronque.

La información que deben contener las placas de identificación, será el número de estructura, además del nombre de la línea de transmisión o entronque en la parte inferior.


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Las placas deben ser de acero galvanizado o algún material resistente a las inclemencias del clima, la información debe ir en una cinta adhesiva tipo calcomanía, la cual se debe adherir a las placas.

El fondo de la calcomanía debe ser color amarillo y los números de color negro, tal y como se aprecia en la Figura 20.

Figura 20: Placa de Identificación de Estructuras de Transmisión con fines ilustrativos

Las placas deben ser fijadas firmemente a la estructura para evitar que se desprendan por efecto del viento.

La numeración de las placas deberá ser corrida y deberá corresponder con el número de torre.

Referirse a la Figura 21 para observar las dimensiones detalladas de la placa de identificación así como de la información contenida en ella.

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Figura 21: Dimensiones de la Placa de Identificación

El o los circuitos soportados por las estructuras de transmisión, se deben identificar en el montante a nivel de la fase inferior de cada circuito, tal y como se ilustra en la Figura 18.


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Para la adecuada identificación de los circuitos se utilizará una cinta adhesiva tipo calcomanía, la cual deberá cumplir con los siguientes aspectos:

La información que debe contener como mínimo será el nombre del circuito y el voltaje nominal, para el caso del nombre del circuito solo se debe usar las siglas correspondientes a la identificación utilizada en las bases de datos de las áreas de planeamiento y que maneja el Ente Operador Regional (EOR).

El fondo de la calcomanía debe ser color amarillo, las letras y números de color negro.

Las dimensiones de la cinta de identificación, variarán según el tamaño de los montantes en el caso de estructuras tipo celosía o según el tamaño del cuerpo tronco cónico en el caso de postes metálicos.

La cinta debe ser colocada tomando como referencia el sentido de línea o entronque.

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Figura 22: Cinta de Identificación de Circuitos

10.1.3 Señalización

Para advertirle al público en general, una placa con la palabra PELIGRO ALTO VOLTAJE será instalada en los lugares más frecuentemente visitados por la gente. La placa será de por lo menos 200 x 200 mm y será colocada a 1,5 metros sobre la superficie. La placa tendrá letras negras con fondo amarillo y será instalada del lado más visible del camino de acceso al sitio de la estructura.

En aquellos lugares en los cuales el estudio de impacto ambiental considere que debe de señalizarse la presencia de las estructuras o el paso de los conductores aéreos se debe utilizar algún tipo de señalización adecuado.

En zonas altamente pobladas se deben instalar en las estructuras dispositivos antiescalamiento los cuales se colocarán según sean los requerimientos de los distintos tipos de estructura. De ser necesario en zonas de tránsito aéreo serán instalados dispositivos de advertencia para las aeronaves. Estos dispositivos esféricos serán rojos con un diámetro de 0,5 m y colocados cada 130 metros


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desde el soporte. Si el vano es menor a los 200 m se debe colocar un dispositivo en el centro del vano.

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g. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

Manual de Diseño de Líneas de Transmisión [San José, C.R.] : INSTITUTO

COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD

h. CONTROL DE REGISTROS

Se indica la forma en la que se controlan los registros. De no haber registros

se anota la leyenda “no aplica”. Se recomienda el uso de cuadro siguiente:

CÓDIGO Y

NOMBRE DEL

REGISTRO

RESPONSABLE

DE SU ARCHIVO

MODO DE

ALMACEN

AMIENTO Y

RECUPER

ACION

ACCESO

AUTORIZADO

PLAZO DE

CONSERVACIÓN

i. CONTROL DE CAMBIOS

No aplica


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j. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN

ELABORÓ DEPENDENCIA

Ing. Alejandro Luna Baltodano Negocio de Transmisión

Ing. Christiam Valerio Mena Negocio de Transmisión

Ing. Cristopher Alvarado Sibaja Negocio Ingeniería y Construcción

Ing. Daniel Hidalgo Quesada Negocio Ingeniería y Construcción

Ing. Fernando Fallas Barrantes Negocio Ingeniería y Construcción

Ing. Gustavo Salazar Castro Negocio Ingeniería y Construcción

Ing. Javier Chaves Rivera Negocio de Transmisión

Ing. Sergio Carvajal Chinchilla Negocio Ingeniería y Construcción

Ing. Taketoshi Kiyota Mata Negocio Ingeniería y Construcción

Geo. Ronald Valverde Guillén Negocio de Transmisión

REVISO DEPENDENCIA

Sr. Vinicio Vargas Bonilla Área Mejoramiento de Gestión y Calidad Negocio de Transmisión.

APROBÓ FECHA FIRMA

Ing. Manuel Balmaceda García Director General del Negocio de Transmisión

k. ANEXOS

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Anexo A Mapas de temperaturas máximas, mínimas y medias.


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Anexo B Mapa de velocidad del viento.

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Anexo C Mapa de contaminación.


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Anexo D Mapa de descargas atmosféricas.

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Anexo E Simbología.

SIMBOLO DESCRIPCIÓN

µT Unidad de medida de campo magnético (microTesla)

a vano (m)

Aa área del conjunto de aisladores expuesta al viento (m²).

Acp área de los contrapesos expuesta al viento (m²).

ar vano regular (m)

At componente de la fuerza transversal producida por la tensión del conductor (kg).

C parámetro de la catenaria (m)

C1 carga longitudinal (kg)

Ca coeficiente de arrastre (adimensional)

Ct carga transversal (kg)

Dc diámetro del conductor (m)

f flecha (m)


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fc factor de carga (adimensional)

fN flecha nivel (m)

Ft fuerza transversal (kg)

Fv fuerza vertical sobre la estructura (kg)

G factor de respuesta de ráfaga (adimensional)

H componente horizontal de la tensión (kg)

k factor que afecta la magnitud de la carga dependiendo si la estructura es de remate o suspensión.

kV/m Unidad de medida de campo electrico

la longitud total del vano anterior al apoyo (m)

lj longitud total del conductor del puente (jumper) (m)

lp longitud total del vano posterior al apoyo (m)

lpa Distancia horizontal desde el apoyo hasta el punto más bajo de la catenaria, del lado anterior de la estructura (m)

lpp Distancia horizontal desde el apoyo hasta el punto más bajo de la catenaria, del lado posterior de la estructura (m)

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mG Unidad de medida de campo magnético (miliGauss)

n número de subconductores (adimensional)

PA peso del conjunto de aisladores (kg)

Pc peso unitario del conductor (kg/m)

Pv presión de viento que actúa sobre el conductor (kg/m²).

V velocidad del viento (km/h)

V10 velocidad corregida a la altura real del objeto (km/h)

Vp Vano de peso (m)

Vt componente de la fuerza transversal producida por el viento (kg).

Vv Vano de viento (m)

Z altura sobre el terreno a la que actúa v10

α ángulo de desvío de la línea (grados)

β coeficiente exponencial para corrección de velocidad de viento por elevación (adimensional).

Ω ángulo de incidencia del viento con respecto a la dirección de la línea (grados).


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Anexo F Diseño térmico de los hilos de guarda

Para el cálculo de la densidad de corriente admisible para cables de acero que la temperatura aumente hasta 300 ° C puede ser permitido. Dependiendo de la temperatura antes de que el fallo de la densidad de corriente puede ser calculado.

Temperatura Inicial Densidad de Corriente imáx.

20 °C 67 A/mm2

30 °C 63 A/mm2

40 °C 59 A/mm2

La densidad de corriente imáx. es calculado para un tiempo libre de falla de 1s. Para un tiempo libre de fallo diferente a t

segundos la densidad de corriente es imáx.

√t⁄ .

Para el diseño de conductores de pantalla a lo largo de la línea de transmisión entre dos estaciones la distancia lineal puede ser dividida de acuerdo a lo siguiente

El cable de pantalla de las zonas A1 y A2 son calculadas de acuerdo a las siguientes reglas:

Regla 1: A1 > 0,9 ∙(3 ∙ I0)

(n ∙ imáx.)⁄

Estación A

Máx. (A1, A2)

Regla 1 y 2

5 km

Máx. (A1, A2)

Regla 1 y 2

Estación B

5 km

A2

Regla 2

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Regla 2: A2 > 1,0 ∙Máx. (IA, IB)

(n ∙ imáx.)⁄

donde:

A1, A2 = área de blindaje (mm2)

3I0 = corriente de falla a tierra total (A)

IA = corriente de falla a tierra de la estación A(A)

IB = corriente de falla a tierra de la estación B(A)

n = número de cables de blindaje

imáx. = densidad de corriente máxima permitida (A/mm2)

En la regla 1 es estimado que el 90% máximo de la corriente a tierra total se cargará térmicamente los cables pantalla. En la regla 2 es estimado que el 100% del más grande de IA y IB cargará los conductores pantalla.

Pueden incluirse tablas, gráficos, cuadros, diagramas y documentos.

instituto costarricense de elÉctricidad · tabla de contenido ... 1.2 niveles de aislamiento, ......

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