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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

TRABAJOS DE MANTENIMIENTO A LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN

MODALIDAD DE TITULACIÓN

MEMORIA DE EXPERIENCIA PROFESIONAL

P R E S E N T A

ALEJANDRO GERARDO VALVERDE CHAVARRÍA

NOMBRE DE LA EMPRESA: COMISIÓN FEDERAL DE

ELECTRICIDAD

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA

AGVC ii

ÍNDICE INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1

OBJETIVO .............................................................................................................................. 2

CAPITULO I ............................................................................................................................ 3

1 Generalidades del sistema eléctrico de potencia ............................................................. 4

1.1 Sistema eléctrico de potencia ................................................................................... 4 1.2 Planta generadora o centrales generadoras ............................................................. 5 1.3 Partes que conforman un sistema eléctrico de potencia ........................................... 5

1.3.1 Subestación eléctrica ......................................................................................... 5

1.3.2 Red de Líneas de Transmisión .......................................................................... 7

1.3.3 Red de distribución ............................................................................................ 7

1.4 Componentes de una línea de transmisión ............................................................... 9 1.4.1 Cimentaciones ................................................................................................. 10

1.4.2 Sistema de tierras ............................................................................................ 11

1.5 Estructuras ............................................................................................................. 16 1.5.1 Dimensionamiento eléctrico de una estructura. ............................................... 17

1.5.2 Parámetros que definen el uso o utilización de una estructura ........................ 22

1.6 Aislador .................................................................................................................. 22 1.6.1 Pruebas realizadas a los aisladores ................................................................ 24

1.6.2 Selección de un aislador .................................................................................. 24

1.6.3 Distancia de aislamiento (da) ........................................................................... 25

1.7 Herrajes de Líneas de Transmisión ........................................................................ 27 1.7.1 Conjunto de herrajes ....................................................................................... 27

1.7.2 Tipos de conjuntos usados en Líneas de Transmisión ..................................... 28

1.7.3 Pruebas realizadas a los herrajes de lineas de transmision ............................. 28

1.7.4 Caracteristicas, condiciones generales, mateiales de construcción ................. 29

1.8 Cables .................................................................................................................... 30 1.8.1 Cable conductor .............................................................................................. 30

1.8.2 Cables de guarda ............................................................................................ 31

CAPITULO 2 ......................................................................................................................... 33

AGVC iii

2 Actividades de mantenimiento a Líneas de Transmisión de 230 y 400 kV ..................... 34

2.1 Corrientes y tensiones tolerables por el cuerpo humano......................................... 35 2.2 Inspecciones a las Líneas de Transmisión.............................................................. 36

2.2.1 Inspección mayor ............................................................................................ 36

2.2.2 Inspección menor ............................................................................................ 37

2.2.3 Inspección aérea o patrullaje aéreo ................................................................. 37

2.2.4 Señalización aérea y peligro ........................................................................... 38

2.3 Médicion de la resistividad del subsuelo, resistencia electrica y metodo directo ..... 40 2.3.1 Médicion de la resistividad del subsuelo .......................................................... 40

2.3.2 Medicion de resistencia electrica ..................................................................... 42

2.3.3 Método directo ................................................................................................. 43

2.4 Mantenimiento al derecho de vía de las Líneas de Transmisión ............................. 44 2.5 Sustitución de aislamiento ...................................................................................... 45

2.5.1 Sustitución de aislamiento en estructuras tipo suspensión. ............................. 46

2.5.2 Sustitucion de aislamiento en estructura de tension ........................................ 48

2.6 Sustitución de cable de guarda ............................................................................... 49 2.7 Sustitución e instalación de estructuras intermedias ............................................... 51 2.8 Modificacion de angulo de blindaje ......................................................................... 54 2.9 Instalación de supresores de voltaje ....................................................................... 56

CAPITULO III ........................................................................................................................ 59

3 Falla en una línea de 230 kV ......................................................................................... 60

3.1 Antecedentes .......................................................................................................... 60 3.2 Análisis de una falla ................................................................................................ 61

3.2.1 Cálculo del nivel básico de aislamiento (NBAI): 950 kV por parte de la extinta

luz y fuerza .................................................................................................................... 64

3.2.2 Realizamos el cálculo de distancia en aire considerando un NBAI de 1,050 kV,

nos arroja una distancia de 2.65 metros equivalente a una cadena de aisladores de 18

piezas. 65

3.3 Conclusión de la falla .............................................................................................. 68 3.4 Análisis económicamente de una falla .................................................................... 72

3.4.1 Costo del tiempo extra por la atención a falla. ................................................. 72

3.5 Análisis de las salidas de Líneas de Transmisión contra costo por fallas ................ 74 4 CONCLUSIONES DE LA TESIS .................................................................................... 77

AGVC iv

GLOSARIO ........................................................................................................................... 78

BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................... 80

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Diagrama de un sistema eléctrico de potencia ....................................................... 4

Figura.1.2 Subestación eléctrica de potencia .......................................................................... 6

Figura.1.3 Silueta de Estructura tipo cara de gato o Trabe ................................................... 20

Figura 1.4 Silueta de Estructura doble circuito disposición vertical ....................................... 21

Figura 1.5 Aislamiento de vidrio tipo suspensión .................................................................. 23

Figura1.6 Estructura con Aislamiento Polimérico de tipo suspensión. ................................... 23

Figura.1.7 Distancia de fuga de un aislamiento de vidrio ...................................................... 25

Figura.1.8 Componentes del cable ACSR 1113 .................................................................... 31

Figura 1.9 Cable de hilo de guarda ....................................................................................... 32

Figura 1.10 Cable de hilo de guarda con fibra óptica OPGW ................................................ 32

Figura.2.1 Personal de líneas realizando la inspección mayor .............................................. 36

Figura .2.2 Inspección aérea en las líneas TOPILEJO-93050/93060-MORELOS ................. 37

Figura .2.3 Vista panorámica de termografia en la línea XOCHIMILCO-93C20-SANTA CRUZ

............................................................................................................................................. 38

Figura .2.4 Personal instalando placas de señalización numérica aérea............................... 39

Figura .2.5 Diagrama de medición de resistividad. ................................................................ 41

Figura .2.6 Personal de líneas realizando medición de resistividad del suelo. ...................... 41

Figura 2.7 Derecho de vía de las líneas TOP-A3510/A3520-BRN DE 400 KV ..................... 45

Figura .2.8 Derecho de vía de las líneas TOP-93050/93060-MOR DE 230 KV ..................... 45

AGVC v

Figura .2.9 Maniobra cambio de aislamiento en estructura de suspensión ........................... 47

Figura. 2.10 Personal de líneas realizando maniobra de cambio de aislamiento en estructura

de tensión ............................................................................................................................. 48

Figura-2.11 Maquina de devanadora que se ocupa para tendido de OPGW o cable de

guarda .................................................................................................................................. 51

Figura 2.12 Montaje de estructura con ayuda de grúa. ........................................................ 53

Figura .2.13 Vista final donde se muestra el mejoramiento del libramiento al sustituir la

estructura. ............................................................................................................................. 54

Figura.2.14 Personal realizando la maniobra de modificación de ángulo de blindaje. ........... 56

Figura.2.15 Supresor instalado en LT BRN A3570 NOP ....................................................... 58

Figura .3.1 Evidencias de de falla en las cadenas de aislamiento de las líneas PRM-93E20-

CRS Y TOP-93160-ODB en fase “A ..................................................................................... 62

Figura 3.3.2 Se observan cadenas flameadas en la estructura 60 ........................................ 63

Figura.3.3 Vista panorámica de la Estructura 60 ................................................................... 63

Figura 3.4 Esquema 1 estudio electro geométrico de torre 60 .............................................. 66

Figura.3.5 Esquema 2 estudio electrogeometrico de torre 60 ............................................... 66

Figura .3.6 Esquema 3 estudio electrogeometrico de torre 60 .............................................. 67

Figura .3.7 Diseño del armado de cruceta ............................................................................ 69

Figura.3.8 Diagrama de cruceta a sustituir ............................................................................ 69

Figura .3.9 Personal de líneas realizando la modificación de cruceta de guarda .................. 70

Figura .3.10 Estructura con crucetas de guarda modificada a cero grados ........................... 70

Figura .3.11 Personal realizando la mejor al sistema de tierras .......................................... 71

Figura .3.12 Cable de acero soldado a la estructura ............................................................. 71

AGVC vi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla. 1.1 Datos de conductores .......................................................................................... 14

Tabla .1.2 Niveles de aislamiento normalizado para equipo de la categoría ........................ 18

Tabla 1.3 Nivel básico de aislamiento normalizado para equipos de la categoría II .............. 18

Tabla. 1.4 Valor eficaz ......................................................................................................... 26

Tabla 2.1 Distancias de trabajo minima en una línea energizada ......................................... 34

Tabla 2.2 Tabla de corrientes tolerables por el ser humano .................................................. 35

Tabla 2.3 Distancia de entrehierro ........................................................................................ 57

Tabla 3.1 mediciones de resistividad en estructura 60 .......................................................... 67

Tabla 3.2 Supresores instalados ........................................................................................... 68

Tabla 3.3 Salidas de líneas de transmisión en la Zona de Transmisión Metropolitana .......... 74

Tabla 3.4 Resumen de actividades realizadas desde el 2010 hasta el 2014 ......................... 75

AGVC 1

INTRODUCCIÓN

Cuando se creó la Zona de Transmisión Metropolitana se encontró con un gran

problema con las salidas de líneas derivado de la falta de mantenimiento y

modernización que necesitaban dichas líneas de transmisión por lo cual es necesario

mejorar la confiabilidad a las líneas de 230kV y 400 kV a través de la modernización

y trabajos de mantenimiento para disminuir el índice de salidas de líneas de

transmisión.

Durante el periodo de transición y reorganización de las instalaciones (2009-2010) se

plantea la misión de mejorar y garantizar el suministro de la red de energía Eléctrica

realizando los trabajos de mantenimiento como son la sustitución de aislamiento,

mejoramiento al sistema de tierras, coordinación de aislamiento, instalación de

supresores de voltaje y reapertura de la brecha y poda.

AGVC 2

OBJETIVO

En el presente trabajo de titulación por experiencia laboral en el cual demuestra la

importancia de brindar mantenimiento a las líneas de transmisión en la zona de

transmisión metropolitana las cuales se tomaron por parte de CFE, dichas

instalaciones debido a la extinción de la compañía LUZ Y FUERZA DEL CENTRO

El objetivo de este trabajo es demostrar la reducción de eventos de salida de líneas

basado a la modernización y mantenimiento a las líneas de transmisión

pertenecientes a la extinta compañía LUZ Y FUERZA DEL CENTRO teniendo de un

total del fallas del 47 en el 2010 se ha reducido a 15 hasta el 2013.

AGVC 3

CAPITULO I

AGVC 4

1 Generalidades del sistema eléctrico de potencia

1.1 Sistema eléctrico de potencia

Un Sistema eléctrico de potencia (SEP) es un conjunto de elementos que tiene como

fin generar, transformar, transmitir, distribuir y consumir la energía eléctrica. A estos

sistemas eléctricos se les denomina también de alta tensión o extra alta tensión, o

sistemas eléctricos de transmisión.

En otras palabras podemos decir que un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) está

formado por tres partes principales: generación, transmisión y distribución; siendo:

Un sistema eléctrico de potencia crece debido a la demanda que exista y tenga la

población.

Figura 1.1 Diagrama de un sistema eléctrico de potencia

AGVC 5

1.2 Planta generadora o centrales generadoras

La generación de energía eléctrica consiste en transformar alguna clase de energía

química, mecánica, térmica o luminosa, entre otras, en energía eléctrica. Para la

generación industrial se recurre a instalaciones denominadas centrales eléctricas,

que ejecutan alguna de las transformaciones citadas.

Estas constituyen el primer escalón del sistema de suministro eléctrico de potencia.

La generación eléctrica se realiza, básicamente, mediante un generador; si bien

estos no difieren entre sí en cuanto a su principio de funcionamiento, varían en

función a la forma en que se accionan.

La generación, es donde se produce la energía eléctrica, por medio de las centrales

generadoras, las que representan el centro de producción, y dependiendo de la

fuente primaria de energía, se pueden clasificar en:

1.3 Partes que conforman un sistema eléctrico de potencia

Un sistema eléctrico de potencia (SEP) está compuesto por plantas generadoras las

cuales producen la energía eléctrica consumida por las cargas, una red de líneas de

transmisión, una red de líneas de distribución las cuales se ocupan para transportar

esa energía de las plantas a los puntos de consumo, subestaciones ya sean

reductoras o amplificadoras

1.3.1 Subestación eléctrica

Se da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que sirven para

alimentar el servicio eléctrico de alta tensión a un local con una demanda grande de

energía para obtener beneficios para la población como son: luz, fuerza, calefacción,

y otros servicios

AGVC 6

Una subestación eléctrica es una instalación destinada a modificar y establecer los

niveles de tensión de una infraestructura eléctrica, para facilitar el transporte y

distribución de la energía eléctrica. Su equipo principal es el transformador.

Normalmente está dividida en secciones, por lo general 3 principales, y las demás

son derivadas.

Las secciones principales son las siguientes:

Sección de medición.

Sección para las cuchillas de paso.

Sección para el interruptor.

Las subestaciones eléctricas en transmisión y distribución se diseñan también para

tener, en la medida de lo posible, una máxima confiabilidad y flexibilidad de

operación. La facilidad para switchear o desconectar equipo y sacarlo de servicio

para salidas programadas o no programadas, manteniéndolo en operación, es

esencial para la operación confiable de los sistemas.

Figura.1.2 Subestación eléctrica de potencia

AGVC 7

1.3.2 Red de Líneas de Transmisión

La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro

eléctrico constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de

consumo y a través de grandes distancias la energía eléctrica generada en las

centrales eléctricas. La transmisión de dicha energía puede realizarse ya sea por

corriente alterna (c.a.) o directa (c.d.), y de acuerdo al diseño de la línea puede ser

de transmisión aérea o subterránea.

Por lo cual las líneas de transmisión forman parte importante del sistema eléctrico

nacional, su operación confiable depende en gran parte de una inspección adecuada

para así poder brindarle el mantenimiento oportuno.

Parte de la red de transporte de energía eléctrica son las líneas de Transmisión de

energía eléctrica o línea de alta tensión es básicamente el medio físico mediante el

cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias. Está

constituida.

Para ello, los niveles de energía eléctrica producidos deben ser transformados,

elevándose su nivel de tensión. Esto se hace considerando que para un determinado

nivel de potencia a transmitir, al elevar la tensión se reduce la corriente que circulará,

reduciéndose las pérdidas por Efecto Joule. Con este fin se remplazan

subestaciones elevadoras en las cuales dicha transformación se efectúa empleando

transformadores, o bien autotransformadores. De esta manera, una red de

transmisión emplea usualmente voltajes del orden de 220 kV y superiores,

denominados alta tensión, de 400 o de 500 kV.

1.3.3 Red de distribución

La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de Energía

Eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función es el suministro

AGVC 8

de energía desde la subestación de distribución hasta los usuarios finales (medidor

del cliente).

Los elementos que conforman la red o sistema de distribución son los siguientes:

Subestación de Distribución: conjunto de elementos (transformadores, interruptores,

seccionadores, etc.) cuya función es reducir los niveles de variación de tensión de

las líneas de transmisión (o subtransmisión) hasta niveles de media tensión para su

ramificación en múltiples salidas.

Circuito Primario.

Circuito Secundario.

La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de

la red de transporte se realiza en dos etapas.

La primera está constituida por la red de reparto, que, partiendo de las subestaciones

de transformación, reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los

grandes centros de consumo, hasta llegar a las subestaciones de distribución. Las

tensiones utilizadas están comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos

anillos están las estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir

la tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión.

La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con

tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV y con una característica muy radial. Esta

red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población, industria,

etc.), enlazando las subestaciones de distribución con los centros de transformación,

que son la última etapa del suministro en media tensión, ya que las tensiones a la

salida de estos centros es de baja tensión (125/220 ó 220/380

AGVC 9

1.4 Componentes de una línea de transmisión

Existen varias formas de describir a una línea de transmisión pero podemos definir

como una instalación que tiene como única finalidad de conducir la energía eléctrica

y enlazar desde los centros de generación hasta las subestaciones reductoras para

poder llegar a los lugares para su consumo.

Las líneas de transmisión surgen de la problemática de transportar la energía

eléctrica de las plantas generadoras hasta los lugares de consumo ya que las plantas

o centrales generadoras por lo regular se construyen en lugares lejanos de las zonas

urbanas y además dependiendo del tipo de central en algún lugar geográfico

especifico por lo tanto se tiene la necesidad de transportar dicha energía generada a

los centros de consumo.

Existen dos tipos de líneas de transmisión aérea y subterránea

Las líneas subterráneas como su nombre lo dice son subterráneas y se encuentran a

una cierta distancia enterrada en la superficie terrestre, por lo general este tipo de

líneas son de poca longitud y se encuentran en zonas suburbanas.

Las líneas aéreas se utilizan comúnmente para distancias mayores

Las cuales se componen de lo siguiente:

Cimentaciones

Sistema de tierras

Estructura o torre

Herraje para conductor

Herraje para cable de guarda

Aisladores

Cable

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1.4.1 Cimentaciones

Existen varios tipos de cimentaciones para las estructuras de las líneas de

transmisión como por ejemplo cimentaciones superficiales y cimentaciones

profundas y en casos de postes deberán de emplearse pilas de cimentación

Las cimentaciones de las torres varían también a las características del diseño y

construcción de la línea y de los esfuerzos transmitidos por la estructura a la

cimentación, así como en función del tipo de suelo en donde se encuentre la

estructura.

Se usaran cimentaciones profundas en los siguientes casos:

Cuando no sea factible emplear cimentaciones superficiales ocasionado a que

los esfuerzos inducidos en el suelo por las torres exceden la capacidad de

carga de los estratos más superficiales.

Cuando las cimentaciones superficiales induzcan asentamientos mayores que

los permisibles

Cuando se justifique mediante el análisis de costo-beneficio

Las cimentaciones profundas son pilas o pilotes ,

Se denomina pilas a aquellas que su colado se realiza en el sitio y los pilotes son

precolados y estos son hincados con martinetes de vapor, diesel o neumaticos de

simple o doble traccion, la profundidad minima de desplante para este tipo de

cimentaciones debe de ser de:

5m para pilotes

En el caso de pilotes de las cuatro patas de la torre deben quedarse conectadas con

trabe de liga.

AGVC 11

Las pilas y pilotes pueden diseñarse para trabajar por fricciony/o por punta, la

separacion minima entre pilotes o entre pilas debe de ser de 3 veces su diametro a

centro.

Las cimentaciones superficiales son las siguientes

Zapatas, losas de cimentacion, muertos de anclaje para retenidas o

cimentaciones ancladaas en roca.

La profundidad minima de desplante para este tipo de cimentaciones debe de

ser de

Para cimentaciones ancladas en roca es de 0.1m

Para zapatas en suelo es de 2m

Para muertos en anclaje es de 3m

Estos tipos de cimentaciones y sus consideraciones minimas que se emplean en la

Coordinación de Proyectos de transmision y Transformacion (CPTT).se encuentran

en la especificacion de “cimentaciones para estructuras de lineas de transmision”

CFE JA 100-64.

1.4.2 Sistema de tierras

Todas las torres deben de tener sistema de puesta a tierra

Podemos decir que el sistema de tierras es un conjunto de electrodos de puesta a

tierra, vertical y horizontal enterrados que drenan a tierra las corrientes de descarga

atmosférica y de falla, y es un punto de conexión seguro de puesta a tierra para el

personal durante maniobras con Líneas de Transmisión aéreas energizadas o

desenergizadas.

La función de un sistema de puesta a tierra es drenar al terreno las corrientes que

se originan por inducción eléctrica, por fallas (corto circuitos, descargas

AGVC 12

atmosféricas), desbalances en los equipos y para proporcionar una mejor trayectoria

de retorno de la corriente a su lugar de origen.

Entre menor sea el valor de resistencia de contacto a tierra mejor será el sistema de

tierras, es decir, la red de tierra "ideal" sería aquella cuyo valor de resistencia fuera

cero Ohm, sin embargo sabemos que no existen, por no existir tampoco conductores

perfectos que no opongan resistencia al paso de la corriente.

Algunos de los objetivos de un sistema de puesta a tierra son:

Brindar seguridad a las personas.

Proteger las instalaciones, equipos y bienes en general, al garantizar la

correcta operación de los dispositivos de protección.

Mejorar la calidad del servicio.

Disipar la corriente asociada a descargas atmosféricas y limitar las

sobretensiones generadas.

Drenar las cargas estáticas a tierra.

Este sistema está conformado por conectores, electrodos, conductores

1.4.2.1 Electrodos

Son elementos metálicos conductores agrupados los cuales se clavan en el terreno

y enterrados cuya función es establecer el contacto ó conexión con la tierra, en la

cual los conductores desnudos para interconexión con el electrodo, se consideran

parte de este, con el fin de mantener un potencial de tierra en todos los conductores

que estén conectados a ellos, así poder disipar en el terreno todas las corrientes de

falla. Son importantes en terrenos sin vegetación y por lo tanto secos

Pueden ser fabricados de acero, acero galvanizado, acero inoxidable, cobre aluminio

o una combinación de estos, la sección de material dependerá de las características

del terreno. Generalmente se emplean varillas de acero-cobre de tres metros de

longitud.

AGVC 13

Existe una variedad de electrodos que son utilizados para puesta a tierra, los

cuales presentan ventajas unos con respecto de otros desde su instalación, costo y

mantenimiento. En la instalación de electrodos ha sido frecuente utilizar como

registro un tubo de albañal completo, pero no adecuado, ya que limita la disipación de

corriente en el terreno; por lo cual se debe recortar y utilizar únicamente una longitud entre

25 y 30 cm o construir directamente un pequeño registro cuadrangular que servirá

para Identificarlo rápidamente y revisar el punto de interconexión.

Para instalaciones eléctricas la NOM-001-SEDE-2005 en su artículo 250-84

establece que la resistencia de una varilla o electrodo de tierra no debe de exceder

de 25 Ω. Esto se toma como límite superior.

Electrodo de puesta a tierra (Varilla Copperwer)

Esta varilla es una de las más usadas ya que es de bajo costo, además es fabricado

de acero cubierta de cobre, el cual combina las ventajas del cobre con la alta

resistencia mecánica del acero, su longitud es de 3.05m y los diámetros nominales

más comerciales son 5/8” y 3/4” o 14.3mm2 y 19nn2

Esta se debe de enterrar en forma vertical y a una profundidad de por lo menos

2.4m, excepto si se encuentra roca en tal caso el electrodo deberá de clavarse a un

ángulo oblicuo que no forme más de 45° con la vertical o que una varilla vaya

enterrada en forma horizontal siempre y cuando sea en una zanja del mínimo 80cm

de profundidad esto según el Articulo 250-83 (c)(3) de la NOM-001-SEDE-2005.

La varilla no tiene mucha área de contacto, pero si una longitud considerable con la

cual es posible un contacto con capas de tierra húmedas, local se obtiene un valor de

resistencia bajo. Además de combinar las ventajas del cobre con la alta resistencia

mecánica del fierro; poseen una buena conductividad eléctrica, excelente resistencia

a la corrosión y una resistencia mecánica para ser clavadas en el terreno.

AGVC 14

1.4.2.2 Conductores

Estos sirven para formar el sistema de tierras y para conexión a tierra de los equipos,

los conductores empleados en los sistemas de tierra son generalmente cable

concéntrico formado por varios hilos.

Los materiales empleados en la fabricación de los mismos son: cobre, cobre

estañado, copperweld, acero, acero inoxidable, acero galvanizado o aluminio, en si

cualquier elemento metálico, sin embargo la mayoría de los materiales más comunes

se corroen por lo que el cobre ha destacado en este aspecto ya que es muy

resistente a la corrosión pero existen zonas cercanas a canales de aguas residuales

en que el cobre es atacado por ácidos empleados en el tratamiento de aguas

residuales.

DESCRIPCIÓN CONDUCTIVIDAD DEL MATERIAL (%)

αr

FACTOR A 20 °C

K (1/α0) A 0°C

TEMPERATURA DE FUSION (0°C)

Pr A 20 °C

TCAP VALOR EFECTIVO

Alambre de cobre suave estándar

100 0.00393 234 1083 1.7241 3.422

Alambre de cobre duro comercial

97 0.00381 242 1084 1.7774 3.422

Cobre estañado con alma de acero

40

0.00378

245

1084/1300 4.394

3.846

Cobre con alma de acero

30 0.00378 245 1084/1300 5.862 3.846

Alambre de aluminio comercial

61 0.00403 228 657 2.862 2.556

Aluminio aleación 5005

53.5 0.00353 263 660 3.2226 2.598

Aluminio aleación 6201

52.5 0.00347 268 660 3.2840 2.598

Alambre de aluminio estañado con alma de acero

20.3 0.00360 258 660/1300 8.4840 2.670

Alambre de acero cubierto con zinc

8.5 0.00320 293 419/1300 20.1 3.931

Acero inoxidable 2.4 0.00130 749 1400 72.0 4.032

Tabla. 1.1 Datos de conductores

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1.4.2.3 Conectores

Los elementos que nos sirven para unir los conductores del sistema de tierra para

conectar los electrodos a los conductores y para la conexión de los equipos a través

de conductores al sistema de tierra. Los conectores utilizados en los sistemas de

tierra son principalmente de dos tipos: a presión y exotérmicos.

1.4.2.3.1 Conectores o exotérmicos

Estos deberán seleccionarse con el mismo criterio que con el que se seleccionan los

conductores a demás deberán de tenerse las siguientes propiedades:

Capacidad de conducción de corriente suficiente para poder soportar las

severas condiciones de magnitud y duración de la corriente de falla.

Resistencia a la corrosión que retarde su deterioro en el ambiente en el que se

instale.

Conductividad eléctrica que reduzca efectivamente las diferencias de tensión

locales de la red de tierra.

Rigidez mecánica robusta para resistir los esfuerzos electromecánicos que

puedan provocar daños físicos a la red.

Capacidad térmica que permita mantener una temperatura por debajo del

conductor y así reducir el efecto del calentamiento.

Todos los tipos de conectores deben de soportar la corriente de la red de

tierra en forma continua.

1.4.2.3.2 Conectores a presión

Son todos aquellos que mediante presión mantienen en contacto a los conductores,

en este tipo están comprendidos los conectores atornillados o mecánicos y los de

compresión.

AGVC 16

1.4.2.3.3 Conectores atornillados

Están formados generalmente por dos piezas, las cuales se unen por medio de

tornillos. El material del conector es de bronce con alto contenido de cobre y el de

los tornillos es de bronce al silicio de alta resistencia mecánica y a la corrosión. Su

limitación máxima de temperatura es de 250ºC

1.4.2.3.4 Conectores a compresión

Se fabrican en una sola pieza y mediante herramientas especiales se colocan para la

unión de conductores. Los conectores a presión deberán diseñarse para una

temperatura máxima de 250 a 350 ºC

Los conectores de compresión dan mayor garantía de buen contacto y son

ampliamente utilizados para interconectar la red de tierra, así como para la puesta a

tierra de las estructuras metálicas y en general de las partes metálicas expuestas de

los equipos eléctricos de la subestación.

Los conectores a presión son más económicos, seguros y fáciles de instalar por lo

que se usan con mayor frecuencia

1.5 Estructuras

Podemos definir a una estructura de una línea de transmisión como una estructura

de acero rígida auto soportada construida con perfiles angulares laminados,

formados con montantes y celosías arriostradas. Apoyadas con crucetas, herrajes,

aisladores, cables de conductor y de guarda. Empotradas en el suelo por medio de

cimentaciones (stubs) de concreto.

Su función principal es la de dar soporte a los cables conductores y cables de hilo de

guarda (convencional o con fibras ópticas), de tal forma que la transmisión de

energía eléctrica sea eficiente, segura y económica.

AGVC 17

Las Torres se utilizan generalmente en campo abierto donde no existen restricciones

en cuanto a espacio ocasionado a que son más robustas.

Los postes troncocónicos se utilizan predominantemente en zonas urbanas o

suburbanas utilizando los espacios mínimos que las autoridades ceden o autorizan a

ocupar.

1.5.1 Dimensionamiento eléctrico de una estructura.

Una parte fundamental de una estructura para su uso es el dimensionamiento

eléctrico cuyo objetivo principal es la de conservar una distancia fase a tierra y evitar

el arqueo en aire entre estructuras y conductores, provocando la salida de la Línea

de Transmisión.

La coordinación de aislamiento, es el balance importante entre los esfuerzos

eléctricos sobre el aislamiento, los cuales son los sobre voltajes por descargas

atmosféricas o maniobras así como otras sobre tensiones temporales inducciones o

contactos accidentales con otras líneas, y el propio voltaje que soporta el aislamiento

por su diseño.

Para determinar la coordinación de aislamiento se requieren de los siguientes datos:

Altitud sobre el nivel del mar donde se instala o se encuentra la estructura

Voltaje de operación.

Tipo de contaminación del ambiente

Nivel básico de aislamiento a utilizar

Tensión Nominal Del Sistema Vn KV (Eficaz)

Tensión Máxima De Diseño Del Equipo Vd-KV (Eficaz)

Tensión De Aguante Nominal A 60 Hz De Fase A Tierra KV (Eficaz)

Tensión De Aguante Nominal De Impulso Por Rayo (NBAI) De Fase A Tierra (5) KV (Cresta)

4.4 (1)

5.5

19

45 60 75

6.9 (1)

7.2

20

40 60

AGVC 18

13.8 (2)

15.5

35

75 95 110

23(2)

27

50 60

95 125 150

34.5 (2)

38

70

125 150 200

44 (1) 52 95 250

69 (2)

72.5

140

325 350

85(39, 115(2) 123 185 230

450 550

138(3) 145 230 275

550 650

150(1), 161 (3) 170 275 325

650 750

230 (2) 245 360 395 460

850 900 950 1050

Tabla .1.2 Niveles de aislamiento normalizado para equipo de la categoría

Tensión Nominal Del Sistema Vn KV (Eficaz)

Tensión Máxima De Diseño Del Equipo (Vd) KV (Eficaz)

Tensión De Aguante Nominal De Impulso Por Maniobra (NBAM)

Tensión De Aguante Nominal De Impulso Por Rayo (NBAI) De Fase A Tierra KV (Cresta)

Fase A Tierra KV (Cresta)

Fase A Tierra (Relación Al Valor Cresta De Fase A Tierra)

400

420

850 950 1050

1.50 1.50 1.50

1050 1175 1300 1425

Tabla 1.3 Nivel básico de aislamiento normalizado para equipos de la categoría II

Algunos parámetros a controlar para evitar salidas de las líneas por descargas

atmosféricas son los siguientes:

La longitud de la cadena de aisladores, este parámetro es importante ya que

es la distancia en aire que separa la estructura y el conductor.

El ángulo de blindaje, se necesita tener un buen ángulo de blindaje para poder

tener una mejor según la región donde se encuentre ya que las descargas

eléctricas caen sobre el conductor y no sobre el cable de guarda.

AGVC 19

El sistema de conexión a tierra, este sistema debe de encontrarse

correctamente para poder drenar las corrientes a tierra.

Distancias entre conductores y cable de guarda, es necesario que exista la

distancia apropiada y normalizada entre conductores de fase así como del

cable de guarda.

Instalación de supresores de voltaje, este dispositivo es el ultimo que se debe

de recurrir para la protección para una buena coordinación de aislamiento.

Las torres de transmisión se pueden clasificar por nivel de tensión, por número de

circuitos y por su uso

Nivel de tensión

230 kV

400 kV

Numero de circuitos

1 circuito

2 circuitos

3 circuitos

4 circuitos

Uso de la torre

Tensión

Suspensión

Transposición

Deflexión

Transición

En algunas ocasiones se pueden combinar los diferentes tipos de tensión en una

misma estructura.

AGVC 20

1.5.1.1 Silueta y componentes de una estructura de un circuito tipo cara

de gato

Este tipo de estructuras se utiliza para un solo circuito disposición horizontal

Figura.1.3 Silueta de Estructura tipo cara de gato o Trabe

AGVC 21

1.5.1.2 Silueta y componentes de una estructura de dos circuitos

Estas estructuras se utilizan para llevar dos circuitos a la vez, por la esbeltez de la

torre se utilizan en lugares más estrechos debido a que ocupan menos espacio.

Figura 1.4 Silueta de Estructura doble circuito disposición vertical

AGVC 22

1.5.2 Parámetros que definen el uso o utilización de una estructura

Para poder elegir qué tipo de estructura es más apropiado para utilización se debe

de saber algunos parámetros de diseño los cuales indican donde se puede ocupar tal

estructura, algunos de los parámetros son los siguientes;

Deflexión: Es el ángulo máximo del cambio de dirección en la trayectoria del la línea

que permite la torre sin afectar su estabilidad.

Claro Medio Horizontal: Es la semisuma de los claros adyacentes a la torre y se

utiliza para calcular las cargas transversales que actúan sobre la estructura debidas

a la acción del viento sobre los cables.

Claro Vertical: Es la suma de las distancias horizontales entre los puntos más bajos

de las catenarias de los cables adyacentes a la torre y se utiliza para determinar las

cargas verticales que actúan sobre la estructura debidas a la masa de los

conductores y los cables de guarda.

Uso de la torre: La conjunción de los tres parámetros anteriores forman el

denominado “uso” de la torre: deflexión/claro medio horizontal/claro vertical.

1.6 Aislador

Un aislador es un dispositivo que se utiliza para dar soporte mecánico a un cable

conductor en una estructura y que proporciona una distancia dieléctrica entre dos

conductores a diferente potencial o entre conductor y tierra. Algunas características

de los aisladores son las siguientes:

Los materiales usados tienen alta rigidez dieléctrica (10-25 kV/mm).

Las propiedades mecánicas son usualmente adecuadas

El flameo en aire es más bajo (2 kV / mm)

En las líneas de transmisión se distinguen básicamente dos tipos de aisladores:

AGVC 23

Aisladores de Suspensión o de disco: son los más empleados en las líneas de

transmisión los cuales se fabrican de o porcelana, los cuales juntos forman cadenas

de aisladores.

Figura 1.5 Aislamiento de vidrio tipo suspensión

Barra larga: constituyen elementos de una sola pieza y se fabrican de porcelana o de

materiales sintéticos. Estos aisladores requieren menos mantenimiento que los de

vidrio.

Figura1.6 Estructura con Aislamiento Polimérico de tipo suspensión.

AGVC 24

1.6.1 Pruebas realizadas a los aisladores

1.6.1.1 pruebas de aceptacion

Son pruebas para verificar las caracteristicas de un aislador, las cuales dependen

principalmente de su diseño . Estas se efectuan sobre un cierto número de piezas y

se realiza solo una vez para un diseño o proceso de fabricacion.

1.6.1.2 Pruebas de aceptacion

Son las que se efectuan con el proposito de verificar caracteristicas de los aisladores

que dependen de la calidad de la fabricacion y de los materiales utilizados, estas se

realizan sobre una muestra tomada al azar de un lote presentado a inspeccion el cual

ha cumplido con las pruebas de rutina aplicables.

1.6.1.3 Pruebas de rutina

Son las que se realizan a cada aislador para eliminar unidades defectuosas y se

efectuan durante el proceso de fabricación.

1.6.2 Selección de un aislador

Un aislador debe ser especificado considerando los esfuerzos mecánicos, eléctricos

y ambientales a los que se verá sometido. De acuerdo a su uso, los aisladores se

verán sometidos a tres tipos de esfuerzos

Mecánicos

Eléctricos

Ambientales

Esfuerzos eléctricos

Sobretensiones a la frecuencia nominal

Sobretensiones por rayo

Sobretensiones por maniobra

AGVC 25

Corriente del arco de potencia

Tensión

Compresión

Flexión (cantilever)

Torsión

Vibración

Variaciones de temperatura

Hielo, nieve

Humedad, lluvia

Descargas atmosféricas

Cargas y esfuerzos combinados

Viento y hielo

Contaminación y altitud

Contaminación y temperatura

1.6.3 Distancia de aislamiento (da)

Es la distancia más corta entre dos partes conductoras, También se le conoce como

distancia mínima de aislamiento o distancia de arco

Figura.1.7 Distancia de fuga de un aislamiento de vidrio

AGVC 26

Distancia de fuga (DF)

Es la trayectoria más corta entre los extremos de un aislamiento sólido, pero

siguiendo su superficie exterior o contorno, puede estar sometida al fenómeno de

envejecimiento, dependiendo del material aislante, causando deterioro o disminución

de sus características.

La distancia específica de fuga. Es la DF dividida entre la tensión máxima del

sistema.

Perfil. Es la forma geométrica de un aislador.

Tensiones

Un = Valor eficaz de la tensión de f-f usado para denominar un sistema. (34,5; 69;

115; 230; 400; etc.)

Us = Máximo valor eficaz de la tensión f-f del sistema, el cual ocurre en condiciones

normales en cualquier momento y en cualquier lugar del sistema.

Um = Máximo valor eficaz de la tensión f-f para el cual está diseñado el aislamiento de

un equipo.

Tabla. 1.4 Valor eficaz

Los valores de sobretensión expresados en Por Unidad (P.U.), deben ser referidos a

la Tensión máxima de diseño de f-T

P.U. = Um X √2 / √3

Tensión U50

La tensión crítica de flameo es el valor de tensión en el que el aislador tiene el 50 %

de probabilidad de flamear. Se le conoce como:

U50

AGVC 27

La tensión de aguante es valor de tensión en el que el aislador tiene una “x%” de

probabilidad (90% en México) de que el aislador “Aguante” la sobretensión.

Generalmente es al 80 % de la tensión de U50.

1.7 Herrajes de Líneas de Transmisión

Los aisladores acoplados requieren de elementos que permitan la sujeción tanto a

las crucetas de las estructuras como a los conductores y también para el cable de

guarda a la estructura, a estos dispositivos que los enlazan se les denominados

herrajes ya sean para cable conductor o para cable de guarda, para cualquier tipo de

estructura (suspensión y tensión)

Podemos definir a los herrajes como dispositivo los cuales se utilizan en las líneas de

transmisión para sujetar los cables a la estructura, para unir dos cables, y para

protegerlos de daños causados por factores extremos

1.7.1 Conjunto de herrajes

Es la combinacion de herrajes y sus accesorios con diferentes arreglos , cuya funcion

es la de sujetar los cables a la estructura . Se elige el herraje dependiendo del uso de

la estructura para la cual fue diseñada, el calibre del conductor y el arreglo del

conjunto.

Los conjuntos deben de estar formados por los herrajes y sus accesorios de cada

conjunto debe de estar formado por elementos de una sola pieza a menos que se

indique otra cosa en la hojas de caracteristicas tecnicas especificas.

Para facilitar la identificacion de los herrajes y sus accesorios, estos deben de ser

marcados de manera permanente con el logotipo del fabricante, indicando ademas el

numero de lote y el año de fabricacion asi como la resistencia mecanica a la tension

de ruptura o lo que se indique en las hojas de caracteristicas tecnicas especificas de

cada tipo de herraje la marca debe de ser facilmente visible despues del galvanizado

AGVC 28

1.7.2 Tipos de conjuntos usados en Líneas de Transmisión

Conjunto de tension.

Conductor

Cable de guarda

Fibra optica OPGW

Conjunto de suspension

Conductor

Cable de guarda

Fibra optica OPGW

1.7.3 Pruebas realizadas a los herrajes de lineas de transmision

1.7.3.1 Pruebas de prototipo

Estas tienen como objetivo establecer las caracteristicas de diseño , se realizan una

vez y solo se repiten cuando se modifican los materiales o el diseño de los herrajes o

conjuntos de herrajes .

1.7.3.2 Pruebas de rutina

Dichas pruebas las aplica el fabricante durante la produccion, con el proposito de

verificar si la calidad de los herrajes o conjuntos de herrajes se mantiene dentro de

las tolerancias permitidas..

Pruebas de aceptacion

Son las establecidas entre el comprador y el provedor con el objetivo de verificar si

los herrajes o los conjuntos de herrajes cumplen con lo especificado con la norma

NRF-043-DFE-2004.

AGVC 29

1.7.4 Caracteristicas, condiciones generales, mateiales de

construcción

Las caracteristicas mecanicas, electricas, dimensionales de fabricacion y metodos de

prueba que deben de cumplir los herrajes y sus accesorios asi como los conjuntos

de herrajes son las establecidas en las normas como en sus hojas especificas.

La aleacion de aluminio-silicio que se utiliza debe de cumplir las caracteristicas

electromecanicas requeridas en las hojas de caracteristicas tecnicas especificas de

cada herraje.

Todos los herrajes y accesorios deben de ser galvanizados por inmersion en

caliente, excepto en los casos que se indique otro tipo de acabado en las hojas

caracteristicas tecnicas de cada herraje.

1.7.4.1 Herrajes utilizados en líneas de transmisión.

Calabera orquilla “Y” corta

Calabera orquilla “Y” larga

Horquilla “Y” bola corta

Horquilla “Y” bola larga

Horquilla “Y” ojo corta

Calabera ojo corta

Calabera ojo larga

Yugo triangular

Yugo trapesoidal

Yugo rectangular

Yugo de suspension

Yugo de paso

Yugo de remate

Extension de horquilla-Horquilla

Anillo equipotencial

AGVC 30

Grillete

Grapa de suspensión para conductor

Grapa de tension para conductor

Grapa de suspensión de cable de guarda

Cable de tension para cable de guarda

Eslabon

Conector a compesion cable-cable

Conector a compresion cable-solera

Separador

Manguitos de reparacion.

1.8 Cables

1.8.1 Cable conductor

Podemos definir al conductor como un medio por el cual se efectúa el transporte de

energía eléctrica, la sección, su composición y el número de conductores por fase

debe ser la más adecuada para permitir la transferencia optima de la potencia

eléctrica y además resistir los esfuerzos mecánicos a los que estarán sometidos

durante la construcción y operación de la línea.

Los conductores de uso más común en las líneas de transmisión aérea son en primer

instancia los conductores de aluminio dispuestos helicoidalmente sobre una serie de

cables de acero dispuestos de forma similar utilizados como refuerzo denominado

ACSR.

AGVC 31

Figura.1.8 Componentes del cable ACSR 1113

Tipos de conductores

AAC All Aluminum Conductor -Todos los conductores de Aluminio

AAAC All Aluminum-Alloy Conductor -Todos los conductores de aleación de

Aluminio-

ACSR Aluminum conductor Steel-Reinforced -Conductores de Aluminio

con alma de acero-

ACAR Aluminum Conductor Alloy-Reinforced -Conductores de Aluminio

con alma de aleación-

ACSS Aluminum Conductor Steel Supported –Conductores de Aluminio

soportados con acero-

Expanded ACSR, ACSR/AW (Aluminum Weld, Aluminio soldado)

1.8.2 Cables de guarda

La función principal de los cables de guarda es impedir que las descargas

atmosféricas impacten directamente sobre los cables conductores de las fases de los

circuitos, captando la intensidad de corriente y conduciéndola por medio de la

estructura de acero para tramitarlas a los sistemas de tierras que finalmente son los

elementos disipadores

AGVC 32

Generalmente los cables de guarda empleados son de acero galvanizado o de acero

recubierto de aluminio, los cuales deben ser capaces de resistir las solicitaciones

mecánicas y condiciones climatológicas de las zonas en donde se instale.

Figura 1.9 Cable de hilo de guarda

Actualmente se están instalando en líneas de transmisión cables de guarda de acero

recubierto de aluminio con núcleo conteniendo fibras ópticas mediante las cuales se

transmiten señales de telecomunicación para coordinar los elementos de protección

en las subestaciones eléctricas colaterales asociadas a las Líneas de Transmisión.

Figura 1.10 Cable de hilo de guarda con fibra óptica OPGW

AGVC 33

CAPITULO 2

AGVC 34

2 Actividades de mantenimiento a Líneas de

Transmisión de 230 y 400 kV

La necesidad de transportar la energía eléctrica de los centros de generación a los

centros de consumo, esto da origen a la creación de líneas de transmisión, las cuales

siguen en paralelo con el desarrollo del país, dicha operación requiere de

mantenimiento a las líneas de transmisión y representa un problema más complejo

ya que continuamente se suman al sistema de interconexiones. Para que las líneas

tengan un funcionamiento correcto y brinden un alto grado de confiabilidad depende

en gran parte del mantenimiento oportuno.

Para la ejecución de los trabajos de mantenimiento a líneas de transmisión, es

importante describir al personal de una forma sencilla y precisa la o las actividades a

desarrollar de los trabajos. Existen algunas actividades que se pueden realizar con la

línea desenegizada y algunas mas con líneas energizadas Algunas actividades de

mantenimiento se describirán más adelante.

Cuando se trabaja con líneas energizadas debe de respetar las distancias de

seguridad al trabajar las cuales se obtienen de la distancia mínima de aislamiento en

aire para el voltaje de la línea más un factor por movimiento inadvertidos las cuales

se muestran a continuación.

VOLTAJE DE FASE A FASE (kV)

DISTANCIA A EMPLEAR (m)

0.05 a 0.30 Evitar contacto

2.44 a 13.75 0.6

15.1 a 36 0.75

115 1.5

161 a 169 1.75

230 2.5

400 4.4 Tabla 2.1 Distancias de trabajo minima en una línea energizada

AGVC 35

La distancia entre el liniero y la línea energizada, mas la distancia entre la estructura

y el liniero no deben ser menor a la distancia mínima permitida.

2.1 Corrientes y tensiones tolerables por el cuerpo humano

Al estar en contacto con corrientes eléctricas existen diferencias de potencial que

pueden ser peligrosas y causar riesgos en el ser humano, las consecuencias del

paso de la corriente por el cuerpo pueden ocasionar desde lesiones físicas

secundarias (golpes, caídas, etc.), hasta la muerte por fibrilación ventricular. Por eso

es conveniente hacer notar que la resistencia eléctrica del cuerpo humano es muy

variable por lo que los valores de tensión que aplicados al cuerpo humano se

consideran peligrosos las cuales se deben definir en forma conservadora.

CORRIENTES TOLERABLES

DESCRIPCIÓN TIPOS DE UMBRALES

0 a 1 mA

La magnitud de corriente con la cual una persona es capaz de detectar una ligera sensación de hormigueo en sus manos o en la punta de los dedos causada por la corriente que circula por su cuerpo en ese momento Umbral de

percepción

1 mA a 6 mA

Corriente de liberación aunque son desagradables de soportar, generalmente no afectan la capacidad de una persona de controlar sus músculos para liberar un objeto energizado que este sosteniendo

9 mA a 25 mA

Las corrientes son dolorosas y se dificulta o se es casi imposible liberar un objeto energizados sujetados con la mano debido a que las corrientes son elevadas, las contracciones musculares pueden dificultar la respiración, este efecto no es permanente y desaparece cuando se interrumpe el flujo de corriente, a menos que la contracción sea muy severa y la respiración se detenga, no por segundos sino por minutos será necesario aplicar la resucitación artificial (primeros auxilios)

Umbral de no soltar

60 mA a 100 mA

Se puede presentar la fibración ventricular del, el paro respiratorio o el paro cardiaco, ocasionando algún daño o incluso la muerte.

Umbral de fibrilación ventricular

Tabla 2.2 Tabla de corrientes tolerables por el ser humano

Por lo consiguiente se puede decir que un valor seguro para un corazón sano es

de 25 mA a través de él, naturalmente es importante el tiempo de duración ya

que va desde 0.03 a – segundo.

AGVC 36

Para fines de cálculo de las tensiones de paso y contacto, la guía Std 80-2000

del Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) recomienda utilizar un

valor de 1000 Ω para la resistencia del cuerpo humano

2.2 Inspecciones a las Líneas de Transmisión.

Las inspecciones son el primer paso para planear los trabajos de mantenimiento a

las líneas de transmisión ya que al realizar las inspecciones nos arroja las anomalías

que encontramos en las líneas además de evitar posibles disparos de líneas lo cual

provoca la interrupción de energía eléctrica que en el valle de México es un gran

problema por la cantidad de usuarios.

2.2.1 Inspección mayor

Esta actividad deberá de realizarse cuando menos 1 vez al año a lo largo de toda la

línea de transmisión, en esta actividad se realiza la revisión a detalle en cada

elemento y componente de las estructuras, cables conductores, cables de guarda,

además de los factores externos a la línea de transmisión como brecha, contra

perfiles, libramientos de piso a conductor, cruzamientos con ríos zonas de

contaminación, vandalismo, zonas de incendio.

Figura.2.1 Personal de líneas realizando la inspección mayor

AGVC 37

2.2.2 Inspección menor

Se puede realizar con una periodicidad de 2 veces al año, debido que no es

necesario subir a las estructuras por parte de los linieros, pero es indispensable ya

que en la zona metropolitana frecuentemente se encuentra con ciertas anomalías

ocasionadas por terceros como tianguis, papalotes, grúas y por vandalismo, aunque

ya se tienen identificadas las zonas no se puede tener controlado.

2.2.3 Inspección aérea o patrullaje aéreo

Dicha actividad se realiza con apoyo de helicóptero o avioneta, en la cual se pueden

recorrer las líneas en un menor tiempo y detectar fallas notorias en cables de guarda,

cable conductor, estructuras, brecha, colas de rata, cimentaciones, invasiones al

derecho de vía, aislamiento y construcciones cerca al derecho de vía por vialidades

nuevas, ya que en muchas ocasiones las delegaciones y municipios realizan sus

proyectos sin consultar los riesgo que se enfrentan al realizar la construcción cerca

de líneas de transmisión.

El recorrido que se realiza en la zona de transmisión metropolitana se divide en dos

anillos de 400 kV y anillo de 230 kV

Figura .2.2 Inspección aérea en las líneas TOPILEJO-93050/93060-MORELOS

AGVC 38

Con ayuda del helicoptero tambien se realiza la termografia a lineas de transmision

con ayuda de un equipo termografico en la cual se recorre la linea para encontrar

puntos criticos con alto grado de temperatura lo cual indica que se tiene que corregir

eso puntos.

Una vez localizado se procede a corregir el punto caliente, algunos de estos puntos

pueden encontrarse en la siguiente forma:

Algunos hilos rotos en conductor

En los herrajes de remate de conductor (pistolas mecanicas o a compresion)

herraje de suspensión de conductor

Empalmes de conductor

Figura .2.3 Vista panorámica de termografia en la línea XOCHIMILCO-93C20-SANTA CRUZ

2.2.4 Señalización aérea y peligro

Las estructuras de las líneas que forman los anillos de 230 y 400 kV que pertenecen

a la Zona de Transmisión Metropolitana no contaban con placas de señalización

aérea ni señalización de peligro las cuales son muy importantes para la localización

de estructuras en un patrullaje o inspección aérea para poder ubicar con mayor

facilidad la estructura en un patrullaje aéreo y alguna posible falla. La forma en la que

se distribuyen en la estructura es la siguiente:

AGVC 39

Estructura de 1 circuito lleva 2 placas de peligro en el bottom panel y 2 placas de

numeración en medio de la trabe de la estructura.

Estructuras doble circuito que enlacen la mismas subestaciones, llevan 2 placas de

peligro en el bottom panel y 2 placas de numeración con la misma numeración en

medio de la trabe de la estructura, doble circuito diferente enlaces de subestaciones,

2 placas de peligro en el bottom panel y 4 placas de numeración divididas 2 placas

de numeración en la cruceta de guarda de cada cruceta debido a que las líneas

tienen diferente numeración.

Las placas deben de cumplir con la norma de referencia NRF-042-CFE-2005 la cual

nos dice que el cuerpo de la placa puede ser de acero inoxidable de fibra de vidrio o

lamina galvanizada por enmersion en caliente. La placa tiene que tener un espesor

de 0.8 mm con una longuitud de 60 cm y un ancho de 40 cm. Permitiendo una

tolerancia de 1 ± %, sus cantos deben de estar redondeadas.

La placa debe estar pintada en color amarillo y las letras, numeros y simbolos de

color negro de un solo lado de la placa, ademas de tener 2 barrenos de 1 cm de

diametro y los tornillos de 9.5 mm de diametro por 25 mm de largo con arandelas

planas, de precion y tuercas.

Figura .2.4 Personal instalando placas de señalización numérica aérea.

AGVC 40

2.3 Médicion de la resistividad del subsuelo, resistencia

electrica y metodo directo

La actividad consta en realizar la resistencia del terreno en cada estructura que

conforme la linea de transmision, dicha actividad debe de realizarse antes de las

epocas de estiaje para que en temporadas de lluvia se tenga la seguridad de que se

drenen las posibles descargas electricas que lleguen a caer en las lineas.

2.3.1 Médicion de la resistividad del subsuelo

Para medir la resistividad del subsuelo se utiliza el metodo “Wenner” o de los cuatro

puntos cuyo principio basico es la inyección de una corriente directa o de baja

frecuencia a través de la tierra entre dos electrodos C1 y C2 mientras que el

potencial que aparece se mide entre dos electrodos P1 y P2. Estos electrodos están

enterrados en línea recta y a igual separación entre ellos. La razón V/I es conocida

como la resistencia aparente. La resistividad aparente del terreno es una función de

esta resistencia y de la geometría del electrodo, el equipo de medición es el Megger

de tierra.

Podemos definir básicamente el método en 4 electrodos enterrados dentro del suelo

a lo largo de una línea recta a igual distancia “d” de separación enterrados a una

profundidad “p”, la tensión entre los dos electrodos interiores de potencial es medida

y dividida entre la corriente que fluye a través de los otros dos electrodos externos

para dar un valor de resistencia mutua en ohms

AGVC 41

Figura .2.5 Diagrama de medición de resistividad.

Se debe de medir la resistividad del subsuelo colocando el megger en el centro de la

estructura y los electrodos se deben colocar paralelos al centido de la Linea de

Transmisión con una separación de 1.6m para la primera medición y 3.2m para la

segunda medicion, los formatos deben de colocarse en un formato de la

especificación. CFE 00JLO-28.

Figura .2.6 Personal de líneas realizando medición de resistividad del suelo.

AGVC 42

2.3.2 Medicion de resistencia electrica

Para la medicion de la resistencia de la red de puesta a tierra se debe utilizar el

metodo de caida de potencial.

Mantenimiento a las redes de tierra convesionales

Esto es necesario por las propiedades de los materiales que presentan debido al

envejecimiento, corrosión de conexión, durante el mantenimiento se realizan las

siguientes actividades:

Medicion de resistividad del subsuelo de acuerdo al apendice a de la especificacion

CFE 00JLO-28

Medición de la resistencia de puesta a tierrade la estructura.

Revision de las conexiones de cables de guarda a la estructura, colas de rata,

bajantes de las patas de la estructura a la cimenación.

Reparacion de los sistemas de puesta a tierra que presenten daños fisicos

Correccion o mejoramiento de la red de puesta a tierra

Este metodo se basa en la inyección de una corriente de prueba en el electrodo bajo

analisis (red de puesta a tierra) se toman las medidas de la tensiona diferentes

distancias tomando como base la distancia que existe entre patas 1 y 4, el electrodo

auxiliar de potencial P, el valor representativo se tentra cuando

La diferencia maxima de resistencia entre mediciones sea menor a 1 Ω para cuando

el valor maximo medido sea menor a 5 Ω se considera aceptable. Cuando la

diferencia de resistencia sea menor que el 15 % para cuando el valor maximo

medido sea mayor a 5 Ω.

AGVC 43

La dirección de la medición debe de ser perpendicular o longuitudinal a la línea,

instalar el electrodo auxiliar de corriente C y su cable asociado en la direccion

seleccionada a 50m del electrodo E cuando la longuitud de la contra-antena sea

menor o igual a 12 m y para longuitudes mayores la distancia debe ser de 75m del

electrodo E.

En este metodo es necesario realizar 3 mediciones:

Primera medición: Colocar el electrodo auxiliar de potencial P y su cable

asociado en la direccion al electrodo de corriente al 52% de la medicion entre

patas 1-3 o 2-4 multiplicado 4 veces

Segunda medición: La segunda medicion se realiza instalando el electrodo P,

a 62% de la distancia de la medicion entre patas 1-3 o 2-4 multiplicado 4

veces

Tercera medición: La ultima medicion se efectua instalando el electrodo P a

72% de la distancia de la medicion entre patas 1-3 o 2-4 multiplicado 4 veces

Estas mediciones se tienen que registrar en el formato de la especificacion. CFE

00JLO-28 El valor representativo de la resistencia (R) de la red de puesta a tierra se

considera lo correspondiente a la lectura realizada cuando el electrodo se encuentra

a 62%.

2.3.3 Método directo

Ademas se realizar el metodo de directo el cual consiste en medir la resistencia de la

conexion del sistema de tierra de la estructura, desde la conexion del cable de

guarda o fibra OPGW a la conexion de sistema de tierras de la estructura sin pasar la

medicion de 0.081 Ω. En el caso de que la medicion sea mayor es necesario limpiar y

reapretar la conexiónes para que tener una mejor seguridad de que se podra drenar

alguna posible descarga atmosferica que pueda llegar a caer en la lineas de

transmision los trabajos se pueden realizar con la linea energizada y con las medidas

AGVC 44

preventivas ya que de no realizar las actividades con precaucion se puede provocar

un accidente.

2.4 Mantenimiento al derecho de vía de las Líneas de

Transmisión

Definiremos el derecho de via como la franja de terreno que se ubica a lo largo de la

trayectoria de las lineas de transmision el cual debe de permanecer limpio.

Una actividad muy importante es el mantenimiento a lineas de transmision cuya

funcion es el mantener limpio el derecho de via de las lineas para evitar salidas de

lineas por quema de caña, pastizales, caida de arboles o ramas cercanas.

El control de quema de caña, pastizales donde se tenga maleza debajo del derecho

de via de las lineas es importante ya que en ocaciones los dueños de los predios

realizan la quema y provocan salidas de lineas.

Ademas se debe de realizar corte de pastizal, arbol, tocones, en algunas ocaciones

estos servicios se contratan por terceros y personal de cfe supervisa que se lleven

acabo dichos trabajos ademas de llevar el control para poder realizar las

estimasiones del contrato.

AGVC 45

Figura 2.7 Derecho de vía de las líneas TOP-A3510/A3520-BRN DE 400 KV

Figura .2.8 Derecho de vía de las líneas TOP-93050/93060-MOR DE 230 KV

2.5 Sustitución de aislamiento

Un aislador es un dispositivo que se utiliza para dar soporte mecánico a un cable

conductor en una estructura y que proporciona una distancia dieléctrica entre dos

conductores a diferente potencial o entre conductor y tierra. En las Líneas de

Transmisión se distinguen básicamente dos tipos de aisladores:

AGVC 46

Actividad realizada con línea energizada o desernigizada programadamanete que no

impliquen afectacion del servicio o le reste confiabilidad a la red electrica de la Zona

de Transmision Metropolitana.

Como se sabe existen dos tipos de estructuras suspension y tension.Una vez

programada la licencia y otorgada por el Area Central de Control (ACC) se procede a

trabajar de la siguiente manera.

2.5.1 Sustitución de aislamiento en estructuras tipo suspensión.

Preparar el material y la herramienta a utilizar en la maniobra a demas es necesario

que toda la cuadrilla este enterada de la maniobra de cambio de aislamiento y la

herramienta a utilizar.

Se tramita la licencia con el Area de Control Central para poder aterrizar en las

subestaciones e instalar tierras tierras auxiliares donde se va a realizar el trabajo,

esta actividad la puede desempeñar el responsable de los trabajos (jefe de oficina y

cabo-liniero).

Instalacion de polea y soga mandadera para subir herramienta como montacarga,

yugos, estrobos de acero, esta actividad la puede desempeñar el liniero o ayudante

liniero.

El liniero que se encuentra en el conductor acciona el montacarga para aflojar la

cadena, tambien retira la chaveta del aislador inferior y tensiona el montacarga para

aflojar la cadena.

El liniero que se encuentra en el conductor retira el aislador inferior de la calavera e

instala estrobo entre cuarto o quinto aislador de la cadena de arriba hacia abajo

sujetando la soga mandadera.

AGVC 47

El personal que se encuentra debajo de la estructura amarra la nueva cadena de

aislamiento con la soga mandadera, es necesario que la mandadera quede

tensionada.

El liniero retirar chaveta de aislador superior con ayuda de pinzas, desarmador y

desenganchar la cadena cargando en la soga mandadera para que esta quede

tensionada.

La maniobra de bajar cadena de aislamiento retirada y al mismo tiempo subir cadena

nueva.

Colocar chaveta de aislador superior e inferior, colocacion de calavera inferior.

El personal baja la herramienta utilizada en dicha maniobra asi como el retiro se las

tierras auxiliares..

Si no se van a realizar mas trabajos se rtira la licencia en el Area de Control Central.

Figura .2.9 Maniobra cambio de aislamiento en estructura de suspensión

AGVC 48

2.5.2 Sustitucion de aislamiento en estructura de tension

Preparar el material y la herramienta a utilizar en la maniobra a demas es necesario

que toda la cuadrilla este enterada de la maniobra de cambio de aislamiento y la

herramienta a utilizar.

Serviorarse que se encuentre aterrizado en ambos extremos de la linea para poder

instalar las tierras auxiliares.Insatalar polea mandadera, estrobos en trabe y yugo

delantero asi como montarcargas.

Una ves instalado el montacargas se tensiona para poder sacar el aislador de la

calavera y aflojar lentamente la cadena.

Se baja la cadena a retirar al mismo tiempo se sube la cadena nueva.

Se engancha el aislador en la calavera del yugo delantero, se afloja montacarga para

instalar la chaveta.

Retirar equipo y material utilizado, retirar tierras auxiliares y regresar la licencia para

energizar la linea

Nota: Todas estas maniobras dependen de la forma de trabajar de la cuadrilla.

Figura. 2.10 Personal de líneas realizando maniobra de cambio de aislamiento en estructura de tensión

AGVC 49

2.6 Sustitución de cable de guarda

La función principal de los cables de guarda es impedir que las descargas

atmosféricas impacten directamente sobre los cables conductores de las fases de los

circuitos, captando la intensidad de corriente y conduciéndola por medio de la

estructura de acero para tramitarlas a los sistemas de tierras que finalmente son los

elementos disipadores

Esta actividad es necesaria en las lineas de la Zona de Transmision Metropilitana

debido a que se a brindado poco mantenimiento a dichas lineas por parte de la LyFc,

esto para tener una mayor confiabilidad a las lineas ya que el cable de guarda

presenta corrosion tipo “C”, esto puede provocar caida del cable y ocacionar la

suspensión se la energia electrica ademas de poder ocacionar algun problema a

terceros que se encuentren cerca del punto. Tambien se puede sustituir el cable de

guarda por fibra optica OPGW.

Se debe de realizar un recorrido de la línea donde se va a realizar la sustitucion para

poder elaborar el programa de tendido asi como la cuantificacion de herraje para el

tramo a cambiar.

Una vez teniendo el programa de tendido y el herraje necesario se programa la

licencia en el Area de Control Central

Se preparan los materiales necesarios antes del dia de la licencia como son: gruas,

maquinas de tendido, herrajes de suspension y de tension, poleas, preformados, el

cable de guarda, radios de comunicación, contrapeso (alacran), destoncedor

(pengolin) y herramienta necesaria para llevar acabo dichas maniobras.

Un dia antes de la licencia se instalan poleas de suspension para ahorrar tiempo,

dicho trabajo se realiza con licencia en vivo.

AGVC 50

Se solicita licencia con el Area de Control Central para y se aterriza en cada

subestacion que enlasa la linea, ademas de instalar equipo de puesta tierra auxiliares

en el tramo que se ve a trabajar.

Se instalan poleas de tension y deflexion.

Se cubren circuitos de 23 kV, 85, kV, cruces de avenidas importantes o medios de

transporte como son metro, tren ligero, tren suburbano con ayua de violines y gruas

tipo canastilla.

Personal instala las maquinas de tendido y equipo de comunicacion para empesar

con la maniobra.

Una vez instaladas todas las poleas se comienza a bajar la punta donde se

encuentra la maquina devanadora para pegar la punta y el contrapeso debido a que

se utiliza el cable de guarda existente como guia, terminando de realizar la maniobra

se baja la otra punta del cable a la maquina traccionadora, anclando las otras puntas

del cable en las cupulas de la estructura.

Una ves instaladas las maquinas se cubren empalmes de guarda con preformados

de guarda.

Una ves listo se comienza con el tendido del cable, teniendo personal en cada

estructura la cual se va reportando con los operadores de las maquinas, ademas de

que un personal va siguiendo y checando el contrapeso.

Una vez que llega la punta del cable nuevo se flecha, remata y enclema el cable

nuevo empezando por los herrajes de tension.

Se retiran maquinas de tendido, violines, tierras auxiliares para regresar la licencia y

puedan energizar la línea.

Cuando se sustituye el cable de guarda por fibra optica se realiza el mismo

procedimiento de tal forma de evitar que se maltrate o dañe la fibra.

AGVC 51

Figura-2.11 Maquina de devanadora que se ocupa para tendido de OPGW o cable de guarda

2.7 Sustitución e instalación de estructuras intermedias

Una parte fundamental de una estructura para su uso es el dimensionamiento

eléctrico cuyo objetivo principal es la de conservar una distancia fase a tierra y evitar

el arqueo en aire entre estructuras y conductores, provocando la salida de la Línea

de Transmisión.

La coordinación de aislamiento, es el balance importante entre los esfuerzos

eléctricos sobre el aislamiento, los cuales son los sobre voltajes por descargas

atmosféricas o maniobras así como otras sobre tensiones temporales inducciones o

contactos accidentales con otras líneas, y el propio voltaje que soporta el aislamiento

por su diseño.

Algunos parámetros a controlar para evitar salidas de las líneas por descargas

atmosféricas son los siguientes:

AGVC 52

La longitud de la cadena de aisladores, este parámetro es importante ya que es la

distancia en aire que separa la estructura y el conductor.

El ángulo de blindaje, se necesita tener un buen ángulo de blindaje para poder tener

una mejor según la región donde se encuentre ya que las descargas eléctricas caen

sobre el conductor y no sobre el cable de guarda.

El sistema de conexión a tierra, este sistema debe de encontrarse correctamente

para poder drenar las corrientes a tierra.

Distancias entre conductores y cable de guarda, es necesario que exista la distancia

apropiada y normalizada entre conductores de fase así como del cable de guarda.

Instalación de supresores de voltaje, este dispositivo es el ultimo que se debe de

recurrir para la protección para una buena coordinación de aislamiento.

Instalacion de una estructura

Para la instalación de estructuras intermedias es importante realizar el proyecto de la

ingenieria para saber si realmente se instala la estructura intermedia o se sustituye

alguna de las estructuras adyasentes al punto para mejorar los libramientos de piso a

conductor. Esta actividad se realiza por terceros los cuales suministran la estructura

y montan dicha estructura.

Durante el desarrollo del proyecto es importante saber que tipo de cimentacion se va

a utilizar y supervisar la cimentacion por que es una parte indispensable para se lleve

acabo la instalacion de la estructura ya que si esta mal nivelada las zapatas de las

estructuras (spod) ya que en ocaciones cuesta trabajo la instalacion de la misma. La

nivelacion se realiza con apoyo de un topografo

La fabricacion de la estructura o poste intermedio tarda alrededor de 80 a 120 dias

ademas de tener la aprovacion de LAPEM quien es la encargada de realizar las

pruebas necesarias para asegurarse que cumpla con las normas de referencia.

AGVC 53

Una vez con la estructura en los almacenes de CFE y teniendo la cimentacion de

dicha estructura se procede a programar la licencia para instalar dicha estructura.

Dependiendo del estudio de flujos que se realice y la importancia de las lineas, el

CENECE solicita algun tipo de arreglo provisional para el montaje de la estructura.

Una vez otorgada la licencia se instala equipo de puesta a tierra auxiliar en

estructuras adyasentes a la estructura que se va a sustituir.

El contratista empieza el montaje de la estructura, algunas ocaciones se prearma en

suelo la estructura y con ayuda de grua se monta la estructura. Cuando el acceso es

dificil para que ingrese la grua se arma con ayuda de plumas flotantes las cuales

sirven de apoyo para armar la estructura.

Figura 2.12 Montaje de estructura con ayuda de grúa.

Cuando se tiene montada la estructura se procede a pasar el conductor a la nueva

estructura ya sea de tension o suspension con su respectivo herraje y aislamiento

nuevo.

Cuando se termina de montar los conductores en la nueva estructura se desarma la

antigua estructura para dejar libre de obstaculos

AGVC 54

Personal de lineas CFE empiezan a revisar algunos puntos la nueva estructura como

son: tornilleria, torque, aislamiento, herraje, conductor, placas de carga, montantes,

cable de guarda. Ademas de revisar por lo menos 3 estructuras antes y despues del

punto por que algunas ocaciones se desploman las cadenas de aislamiento de las

estructuras existentes.

Se retirar equipo de puesta a tierra auxiliares y se entrega la licencia al CENACE

para que coordine las maniobras para energizar las lineas.

Figura .2.13 Vista final donde se muestra el mejoramiento del libramiento al sustituir la estructura.

2.8 Modificacion de angulo de blindaje

Los trabajos de modificacion de angulo de blindaje forman parte importante de la

coordinacion de aislamiento que es muy importante para evitar salida de lineas

ocacionadas por descargas atmosfericas. Para realizar la sustitucion se empieza

realizando el estudio electrogeometrico para ver si es necesario realizar la

modificacion.

AGVC 55

Se saca el diseño de la cruceta tomando como base la cruceta existente para

anexarle el acero estructural faltante, para posteriormente mandarlo a fabricar las

crucetas.

Una vez que se cuenta con las crucetas se procede a programar las licencias para la

sustitucion de crucetas de cable de guardia.

Ya en sitio se procede a instalar equipo de puesta atierra provisional para poder

empezar a trabajar.

Procede a instalar la polea mandadera para subir el equipo que se utiliza como

montacarga, pluma flotante, soga, estrobo, tensor de fibra o guarda para proceder a

realizar la maniobra.

Se baja el cable de guarda a la primera fase superior si la estructura es de doble

circuito y a la trabe si es un solo cirduito, para asi desmantelar la cupula o cruceta

existente con ayuda de la pluma flotante

El personal que se encuentra en piso arma la nueva estructura para proceder a

instalarla la nueva cruceta de guarda, muchas veces no coincide los barrenos viejops

con los nuevos por eso se realizan arriba cuando la instalan para que no aya

equivocacion, cuando barrenan le aplican galvanizado en frio, para evitar la

corrosion.

Cuando se termina de instalar la cupula se pasa el cable de guarda o fibra a la nueva

cruceta con su respectivo herraje.

AGVC 56

Figura.2.14 Personal realizando la maniobra de modificación de ángulo de blindaje.

2.9 Instalación de supresores de voltaje

Todo equipo que conforma el sistema eléctrico de potencia está sujeto

periódicamente a sobretensiones especialmente las líneas de transmisión las cuales

constituyen una parte fundamental en la transmisión de potencia se ubican a ciertas

alturas considerables debido a esto están sometidas a sobretensiones que pueden

ser de origen externo: Sobretensiones por descarga atmosférica (100 kHz) e interno:

Son causadas por diferentes eventos relacionados con la operación normal del

sistema, es decir, con la conexión y desconexión del equipo primario Sobretensiones

por maniobra.- oscilaciones amortiguadas a frecuencias menores a 10 kHz ,

Sobretensiones temporales.- oscilaciones ligeramente amortiguadas a la frecuencia

del sistema.

AGVC 57

La instalación de supresores de voltaje es una parte importante en la coordinación de

aislamiento ya que drena las variaciones de voltaje que se presenten en una línea de

transmisión como son descargas atmosféricas, por maniobra, por equipo.

Para la instalacion de supresores de voltaje (GAP)

Una vez en sitio se instala el equipo de puesta a tierra auxiliares para trabajar con

mayor seguridad ,asi como soga mandadera.

Se sacan medidas en la fase que se va a instalar el supresor para instalar y fijar el

riel que sujetara al supresor a la estructura, realizando los barrenos en el riel, la

estructura y se le aplicar glalvanizado en frio en los barrenos para evitar la corrosion.

El supresor se arma en el piso para poder fijarlo, apretando la union y dejando flojo el

electrodo de puesta a tierra (diana) para que en cuanto se tengas las medidas poder

subirlo.

Una vez instalado el riel se vuelven a confirmar las medidas, se procede a subir el

supresor para fijarlo corroborando las medidas ya que en algunas veces qe tiene que

instalar aumentos para poder cumplir conlas distancias.

Una vez fijado el supresor se fija la diana siempre i cuando cumpla con las medidas

de entre hierrolas cuales se muestran acontinuacion

TENSION (kV)

VALOR MINIMO (metros)

VALOR RECOMENDABLE

(metros)

VALOR MAXIMO (metros)

400 1.3 1.4 1.5

230 1.1 1.2 1.3 Tabla 2.3 Distancia de entrehierro

AGVC 58

Figura.2.15 Supresor instalado en LT BRN A3570 NOP

Distancia de

entrehierro

Electrodo

(diana)

Riel para soporte

del supresor de

voltaje

AGVC 59

CAPITULO

III

AGVC 60

3 Falla en una línea de 230 kV

3.1 Antecedentes

Cuando se creó la Zona de Transmisión Metropolitana derivado de la extinción de la

compañía Luz y fuerza del Centro, la Comisión Federal de Electricidad se enfrento a

un gran problema derivado a la cantidad de

Salidas de líneas debido a la falta de mantenimiento y modernización que

necesitaban dichas líneas de transmisión por lo cual es necesario mejorar la

confiabilidad a las líneas de 230kV y 400 kV a través de la modernización y trabajos

de mantenimiento para disminuir el índice de salidas de líneas de transmisión.

Teniendo un total de 47 salidas de líneas en el 2010 el cual se pudo contabilizar

debido a que la CFE ya comenzó a brindar el mantenimiento a dichas líneas como

operativo de emergencia.

La Zona de Transmisión Metropolitana tiene a su cargo 141 Líneas de transmisión

en las tensiones de 230 y 400 KV a las cuales les brinda el mantenimiento

preventivo, correctivo y predictivo, estas acciones incluyen las acciones técnicas y

administrativas correspondientes. Para mantener la confiabilidad y continuidad del

servicio eléctrico.

A continuación se presenta una grafica de las fallas ocurridas en el 2010 donde nos

muestra la cantidad de salidas de Línea clasificadas por su causa.

Tomando como base esto se comienza con la modernización y mantenimiento para

disminuir dicho índice.

AGVC 61

3.2 Análisis de una falla

Durante este proceso se tienen fallas muy interesantes para su análisis, una de ellas

es la ocurrida el día 27 de marzo del 2012 en las líneas TOP-93160-ODB Y PRM-

93E20-CRS con el fin de encontrar la causa y darle pronta solución.

El día martes 27 de marzo de 2012 a las 18:00 hrs. se disparan las L.T.’S TOP-

93160-ODB Y PRM-93E20-CRS de 230 kV operando la protección 21, fase “a” a

tierra para ambas líneas. Se afecta carga de 84 MW.

SECUENCIA DE EVENTOS.

S.E. TOPILEJO.

18:00 D/53 9311 O/21 ZONA 1 FASE “A” A

TIERRA A 21.9 KM DE S.E TOPILEJO

18:03 C/INT. 53 9311

EN S.E CONTRERAS

18:00 D/53-PARE O/21 ZONA 1 FASE “A” A

TIERRA A 8.18 KM DE S.E CRS

EN S.E BERNABE

18:00 D/ INT-93E10 O/ 50 FASE “A” A

TIERRA A 21.66 KM DE S.E BRN

18:02 C/INT. 93E10

EN S.E. PARRES MÓVIL

18:02 C/53-PARE TOMANDO CARGA DE 84 MW

Personal de líneas de zona de transmisión metropolitana realiza inspección por falla

encontrando cadenas flameadas en la fase inferior de la estructura 60 la cual soporta

AGVC 62

las líneas TOP-93160-ODB y PRM-93E20-CRS, esto originado por descarga

atmosférica.

La torre 60 de las líneas TOP-93160-ODB y PRM-93E20-CRS, es autosoportada,

doble circuito, disposición vertical y un conductor por fase, cable de guarda 7#8 y un

cable de fibra óptica 36 fibras.

Figura .3.1 Evidencias de de falla en las cadenas de aislamiento de las líneas PRM-93E20-CRS Y TOP-93160-ODB en fase “A

AGVC 63

Figura 3.3.2 Se observan cadenas flameadas en la estructura 60

Figura.3.3 Vista panorámica de la Estructura 60

AGVC 64

Se realiza el cálculo de distancias en aire de la estructura al conductor, Cabe hacer

mención que para el dimensionamiento eléctrico de estas estructura la extinta luz y

fuerza del centro utilizo un NBAI de 850 kV, en lugar de un NBAI de 1050 kV como lo

utiliza la CFE.

3.2.1 Cálculo del nivel básico de aislamiento (NBAI): 950 kV por parte

de la extinta luz y fuerza

Para realizar los cálculos se toma como base la norma Coordinación de aislamiento NMX-J-150/1-ANCE-2008 y NMX-J-150/2-ANCE-2008 Publicado por CFE/LAPEM

b) DISTANCIA CRITICA DE AISLAMIENTO POR IMPULSO DE RAYO

NBAI(F-T): 950.00 KV MSNM: 2555

U50= NBAI/0.961 988.554 KV APLICANDO FACTOR DE SEGURIDAD DEL 5 %

U50C=Ks*U50= 1,037.981 KV APLICANDO FACTOR DE CLARO K= 1.45

KR=0.74+0.26K 1.117 DISTANCIA EN AIRE A NIVEL DEL MAR ES D=U50C/530*KR 1.753317122 FACTOR DE CORRECCION DE ALTITUD

PARA RAYO m= 1 Kα=еm(H/8150) 1.368201266 U50CA=U50C*Kα 1,420.167 KV

DISTANCIA EN AIRE A MSNM 2555

D=U50C/530*KR 2.398890706

La cadena de aisladores consta de 16 piezas considerando el paso de los aisladores

de 0.146 se tiene que la longitud es de 2.33 m. Comparándolo con el valor que nos

da el cálculo comprobamos que la línea está diseñada para un nivel básico de

aislamiento 950 kV NBAI.

AGVC 65

3.2.2 Realizamos el cálculo de distancia en aire considerando un NBAI

de 1,050 kV, nos arroja una distancia de 2.65 metros equivalente

a una cadena de aisladores de 18 piezas.

Para realizar los cálculos se toma como base la norma Coordinación de aislamiento NMX-J-150/1-ANCE-2008 y NMX-J-150/2-ANCE-2008 Publicado por CFE/LAPEM

DISTANCIA CRITICA DE AISLAMIENTO POR IMPULSO DE RAYO

NBAI(F-T): 1,050.00 kV MSNM: 2555 m

U50= NBAI/0.961 1,092.612 kV

APLICANDO FACTOR DE SEGURIDAD DEL 5 %

U50C=Ks*U50= 1,147.242 kV

APLICANDO FACTOR DE CLARO

ALTITUD K= 1.45

KR=0.74+0.26K 1.117

DISTANCIA EN AIRE A NIVEL DEL MAR ES

D=U50C/530*KR 1.937876819

FACTOR DE CORRECCIÓN DE

ALTITUD

PARA RAYO m= 1

Kα=еm(H/8150) 1.368201266

U50CA=U50C*Kα 1,569.659 kV

DISTANCIA EN AIRE A MSNM 2555

D=U50C/530*KR 2.651405517 m

Tomando en cuenta el dimensionamiento de la estructura nos permite adicionar dos

aisladores a la cadena para que tenga 18 piezas y así cumplir un NBAI de 1,050 kV y

se reduzca así la probabilidad de falla ante una sobretensión por descarga

atmosférica.

Se realiza estudio electrogeométrico de la estructura 60, la cual presento cadenas

flameadas en la fase inferior de las líneas: TOP-93160-ODB y PRM-93E20-crs por

descargas atmosféricas el día 27 de marzo de 2012.

Este análisis del estudio se está considerando en el primer esquema la deficiencia

del ángulo de blindaje con respecto a la fase superior cuyo ángulo es de +12°.

AGVC 66

Figura 3.4 Esquema 1 estudio electro geométrico de torre 60

En el segundo esquema se está considerando el análisis del ángulo de blindaje con

respecto a la fase inferior la cual presento la falla cuyo ángulo es de +6° y se

encuentra con blindaje adecuado.

Figura.3.5 Esquema 2 estudio electrogeometrico de torre 60

Por último en el tercer esquema se está considerando la mejora del ángulo de

blindaje ampliando la cúpula del cable de guarda para obtener un ángulo de blindaje

ANGULO 12°

POSITIVO

6.30

25.00

4.00

3.50

3.50

ESQUEMA 1

ESTUDIO ELECTROGEOMETRICO DE LA

TORRE No. 60 FASE SUPERIOR DE LA

L.T. TOP-93160-ODB/PRM-93E20-CRS

12°

AB

C

17.27

Rc=46 mts.

Rc=RADIO DE ATRACCION DE

RAYO

Rc=9.4(Ir*1.1)2/3

Rc=9.4(Ir*1.1)

RC=9.4(10*1.1)

RC=46.5 MTS

DONDE:

Ir = 10 KA

2/3

2/3

AREA EN LA CUAL SE

TIENE DESPROTEGIDA Y

QUE IMPACTARIA EL

RAYO DIRECTAMENTE AL

CONDUCTOR DE FASE

TERRENO NATURAL

2.70

6.00

2.40

2.40

ANGULO 6°

POSITIVO

6.30

25.00

4.00

3.50

3.50

Rc=RADIO DE ATRACCION DE

RAYO

Rc=9.4(Ir*1.1)2/3

Rc=9.4(Ir*1.1)

RC=9.4(10*1.1)

RC=46.5 MTS

DONDE:

Ir = 10 KA

2/3

2/3

TERRENO NATURAL

2.40

2.70

6.00

2.40

ESQUEMA 2.

ESTUDIO ELECTROGEOMETRICO DE LA

TORRE No. 60 FASE INFERIOR DE LA L.T.

TOP-93160-ODB/PRM-93E20-CRS

11.23

Rc=46 mts.SE REDUCE A UN PUNTO

EN LA FASE INFERIOR

CUALQUIER DESCARGA

IMPACTARA AL HILO DE

GUARDA O AL TERRENO,

CON LO CUAL SE TIENE

UN BLINDAJE

ADECUADO.

6°

AGVC 67

de 0°, con el que el blindaje de las líneas es el más adecuado y así reducir la

probabilidad de fallas por blindaje deficiente.

Figura .3.6 Esquema 3 estudio electrogeometrico de torre 60

Además de se verifica el sistema de tierras

Se realiza medición de resistividad y resistencia al pie de la torre 60 de las líneas

TOP-93160-ODB Y PRM-93E20-CRS de acuerdo a la especificación CFE 00JL0-28.

Encontrando los siguientes valores:

DISTANCIA DE MEDICIÓN VALOR

Resistividad a 1.6 m 2,770 Ω-m

Resistividad a 3.2 m 4,020 Ω-m

Resistividad promedio 3,395 Ω-m

Resistencia al pie de la torres es de= 80 Ω. Tabla 3.1 mediciones de resistividad en estructura 60

El valor de resistencia al pie de la torre es mucho superior al que nos marca la

especificación de la CFE que considera un valor máximo de 10 Ω.

ANGULO 0°

6.30

25.00

4.00

3.50

3.50

Rc=RADIO DE ATRACCION DE

RAYO

Rc=9.4(Ir*1.1)2/3

Rc=9.4(Ir*1.1)

RC=9.4(10*1.1)

RC=46.5 MTS

DONDE:

Ir = 10 KA

2/3

2/3

TERRENO NATURAL

2.40

2.70

6.00

2.40

ESQUEMA 3.

ESTUDIO ELECTROGEOMETRICO DE LA TORRE

No. 60 CON MODIFICACION DE ANGULO A 0° DE

LA L.T. TOP-93160-ODB/PRM-93E20-CRS

11.23

Rc=46 mts.

SE REDUCE A UN PUNTO

EN LA FASE INFERIOR

CUALQUIER DESCARGA

IMPACTARA AL HILO DE

GUARDA O AL TERRENO,

CON LO CUAL SE TIENE

UN BLINDAJE

ADECUADO.

A

AGVC 68

Cabe hacer mención que la torre 60 de las líneas TOP-93160-ODB Y PRM-93E20-

CRS se le instalaron 4 electrodos profundo de 15 metros de profundidad, esto en el

año 2010.

Por lo anterior al tener un alto valor de resistividad y de resistencia al pie de la torre

nos provoco una falla de flameo inverso en la torre 60 de las líneas TOP-93160-ODB

Y PRM-93E20-CRS

3.3 Conclusión de la falla

Se llega a la conclusión que la falla que se presento en la torre 60 de las líneas

TOP-93160-ODB y PRM-93E20-CRS que presentaron flameo en su fase inferior, se

debió a un flameo inverso ante la incidencia de una descarga atmosférica derivado

de los altos valores de resistencia del terreno, el cual es rocoso (3,395 ω-m) y de

resistencia al pie de la torre (80 ω)

.Acciones tomadas derivado del análisis de la falla

Una vez analizados los aspecto de coordinación de aislamiento (distancias en aire,

blindaje y sistema de tierras) de las líneas TOP-93160-ODB Y PRM-93E20-CRS

Se instalaron 128 supresores de voltaje en el tramo de las estructura 42 a la 64, en

ambas líneas instalando en fase “A” y “C” o la fase superior y fase inferior

LÍNEA CANTIDAD INSTALADOS

TOP-93160-ODB 64

PRM-93E20-CRS 50

TOP-93170-PRM 14 Tabla 3.2 Supresores instalados

Se modifico el ángulo de blindaje de +12° a 0° para lo cual se modifico la cúpula del

cable de guarda para blindar adecuadamente las tres fases. Se realizo el diseño de

la cruceta de cable de guarda para corregir el Angulo positivo.

AGVC 69

Figura .3.7 Diseño del armado de cruceta

Diseño de la nueva cruceta de cable de guarda

Figura.3.8 Diagrama de cruceta a sustituir

AGVC 70

Figura .3.9 Personal de líneas realizando la modificación de cruceta de guarda

Figura .3.10 Estructura con crucetas de guarda modificada a cero grados

AGVC 71

Se instala el sistema de tierras redundante en 42 Estructuras de ambas líneas

Figura .3.11 Personal realizando la mejor al sistema de tierras

Figura .3.12 Cable de acero soldado a la estructura

Se tenían distancias en aire críticas, para lo cual se adicionaron dos piezas de

aisladores para que la cadena que tenia de 16 piezas será de 18 piezas.

AGVC 72

3.4 Análisis económicamente de una falla

Analizaremos la repercusión de la falla ocurrida El día martes 27 de marzo de 2012

a las 18:00 hrs. se disparan las L.T.’S TOP-93160-ODB Y PRM-93E20-CRS de 230

kV operando la protección 21, fase “a” a tierra para ambas líneas. Se afecta carga de

84 MW de forma económica.

Los datos que a continuación se presentan fueron tomados de la página

http://www.cfemex.com/Paginas/Default.aspx

COSTO KW DEMANDA $ 118.75

COSTO KWH ENERGÍA PUNTA $ 2.4264

CARGA A LA HORA DEL EVENTO: 84,000 KW

TIEMPO DE DURACIÓN DEL EVENTO: 0.05 H

DEMANDA FACTURABLE PERDIDA POR EL EVENTO: 3730 KW

COSTO TOTAL DE DEMANDA FACTURABLE PERDIDA:

$ 118.75X 3730 KW = $ 442,937.50

COSTO TOTAL DE ENERGÍA PERDIDA EN EL EVENTO

0.05 HRS X 84 000 KW X $ 2.4264= $ 10,190.88

COSTO TOTAL POR LA PÉRDIDA EN EL EVENTO

COSTO TOTAL DE DEMANDA PERDIDA + COSTO TOTAL DE ENERGÍA PERDIDA

$ 442,937.50 + $ 10,190.88 = $ 453,128.38

3.4.1 Costo del tiempo extra por la atención a falla.

El tiempo extra que se genera por atención a la falla debido a que el personal ya

había terminado su jornada laboral a demás de los gastos extras que se generaron

como son alimentos, gastos de gasolina, helicóptero.

AGVC 73

La jornada laboral del personal sindicalizado consta de 8 horas, para atender dicha

falla se calcula el tiempo extra tomando su sueldo base y puesto. Para la atención a

dicha falla se emplearon 2 cuadrillas.

Cada cuadrilla consta de un Cabo-Liniero, 2 Liniero y “

TIEMPO EXTRA

PUESTO

COSTO

POR

HORA

CANTIDAD

DE

CUADRILLA

TIEMPO DE

ATENCIÓN

A FALLA

(HORAS)

COSTO

CABO $150.00 2 4 $1,200.00

LINIERO $85.00 4 4 $1,360.00

AYUDANTE $75.00 4 4 $1,200.00

$3,760.00

Costos adicionales aparte del tiempo extra son los alimentos en los cuales se

contemplan la comida y la cena tomando en cuenta el horario de la falla.

ALIMENTOS

PUESTO CANTIDAD MONTO TOTAL

JEFE DE OFICINA 2 $ 200.00 $ 400.00

CABO 2 $ 200.00 $ 400.00

LINIERO 4 $ 200.00 $ 800.00

AYUDANTE 4 $ 200.00 $ 800.00

$ 2,400.00

Para la revisión de las líneas y debido a la importancia del enlace del anillo de 230

kV se toma la decisión de utilizar el helicóptero.

COSTO POR USO DE HELICÓPTERO

RENTA TIEMPO COSTO

$ 39,000.00 1.2 $ 46,800.00

Algunos gastos más fueron el combustible y casetas

AGVC 74

OTROS GASTOS

VEHÍCULOS LITROS COSTO

4 25.00 $ 10.50 $ 1,050.00

CASETAS $ 480.00

$ 1,530.00

El monto que resulto de la atención de la falla es de $ 482,508.38 lo cual es muy

costoso para CFE:

3.5 Análisis de las salidas de Líneas de Transmisión contra

costo por fallas

En la zona de transmisión metropolitana se ha disminuido la cantidad de salida de

líneas ocasionadas por falla debido a la falta de mantenimiento que se tenían en el

2010 la cual sea reducido en base al mantenimiento y modernización que se ha

brindado a las líneas de transmisión, ya que si se cuantifica la cantidad de fallas que

se ha tenido desde 2010 hasta la actualidad dan un total de 160 disparos de líneas

Como lo muestra la tabla comparativa del 2010 y 2013 nos podemos dar cuenta la

forma en la que se ha disminuido la cantidad de fallas.

SALIDAS 2010 2011 2012 2013

400 KV 13 3 5 7

230 KV 30 29 10 8

TOTAL 43 32 15 15

Tabla 3.3 Salidas de líneas de transmisión en la Zona de Transmisión Metropolitana

CONCEPTO MONTO

COSTO TOTAL DE LA DEMANDA

PERDIDA $ 453,128.38

TIEMPO EXTRA $ 3,760.00

ALIMENTOS $ 2,400.00

HELICÓPTERO $ 6,800.00

OTROS GASTOS $ 1,530.00

TOTAL $ 482,308.38

AGVC 75

Tomando como base el monto que se genero en la falla de $482,502.38

multiplicándolo por la cantidad de falla que se tuvieron en el 2010.

Numero de fallas X costo de falla

47X$482,502.38= $ 22, 677,611.86

Realizaremos el cálculo para el 2013

15X482,502.38=$ 7,237,535.7

Lo cual nos indica que sea disminuido

Lo cual sea disminuido gracias al mantenimiento que se le brinda a las líneas de transmisión con los siguientes trabajos

Tabla 3.4 Resumen de actividades realizadas desde el 2010 hasta el 2014

AGVC 76

Con un monto total de $57,380,736.73 en la adquisición de equipos y material

utilizado.

ACTIVIDAD UNIDAD DE

MEDIDA 2010 2011 2012 2013 TOTAL

Sustitución de Aislamiento CADENAS 620 830 2000 779 4229

Instalación de Apartarrayos y

Supresores de Voltaje PZA 140 172 264 190 766

Modificación de Ángulo de

Blindaje EST

187 161 106 454

Mejoramiento de Sistema de

Tierras EST 120 300 469 120 1009

Poda de Árboles PZA 5200 4500 5176 5250 20126

Brecha HA 100 744 339 448 1631

Instalación de Estructuras

Intermedias EST 16 27 18 4 65

Sustitución de Cable de

Guarda KM

190 89.682 51.3 330.9

Tendido de Fibra Óptica

(OPGW) KM 125.4 213.732 213.091 38 590.223

AGVC 77

4 CONCLUSIONES DE LA TESIS

Podemos concluir el presente trabajo demostrando que se reducen las salidas de

líneas en base a los trabajos de mantenimiento y modernización a las líneas de

transmisión ya que es un trabajo constante el que se le debe de brindar a la

infraestructura eléctrica y nunca dejar de seguir modernizando para poder tener un

sistema eléctrico de potencia en buenas condiciones para así poder brindar una

mayor confiabilidad a la red eléctrica y al cliente de energía eléctrica.

El costo que genera una falla por falta de modernización es una suma

económicamente considerada a demás de la interrupción del suministro de energía

eléctrica, ya que cada falla es diferente por lo cual se le tiene que dar un tratamiento

diferente.

La realización adecuada y oportuna de las inspecciones facilita la identificación de

las posibles anomalías que se presenten tomando encuentra que la Zona de

Transmisión Metropolitana se encuentra en la ciudad de México y estados aledaños

a la ciudad de México, por lo cual representa un mayor grado de dificultad para

poder brindar el mantenimiento.

.

AGVC 78

GLOSARIO

Catenaria: Es el punto más bajo que existe entre dos estructuras

Contraperfil: Se refiere a los perfiles transversales con respecto al eje de la línea de

transmisión.

Claro: Distancia comprendida entre dos estructuras consecutivas de una Línea aérea

de Transmisión de energía eléctrica.

Flecha: Es la vertical media del punto más bajo del conductor al punto medio a la

línea recta imaginaria que une los dos soportes del conductor

Línea de Transmisión aérea: es aquella que está constituida por conductores

desnudos o aislados, tendidos en espacios abiertos y que están soportados por

estructuras o postes, con los accesorios necesarios para la fijación, separación y

aislamiento de los mismos conductores.

Derecho de Vía: Franja de terreno que se ubica a lo largo de cada línea aérea cuyo

eje coincide con el central longitudinal de las estructuras o con el trazo topográfico.

Zona Urbana: Área geográfica que se caracteriza por presentar asentamientos

humanos concentrados de más de 15000 habitantes. En estas aéreas se asientan la

administración pública, el comercio organizado, la industria.

Uso: La conjunción de los tres parámetros forman el denominado uso de una torre:

deflexión/ claro medio horizontal /claro vertical

Utilización: Es la conjunción de los tres parámetros de tipo eléctrico para diseño

como es el número de kilovolts/número de circuitos, número de conductores por fase.

Poda: Es el proceso de recortar un árbol o arbusto. En arbolado urbano su utilidad

es, por un lado, prevenir el riesgo de caída de ramas, y por otro controlar el tamaño

de árboles cuya ubicación no permite su desarrollo completo.

Libramiento: Distancia de un lugar a otro

Deflexión: Es el ángulo máximo del cambio de dirección en la trayectoria del la línea

que permite la torre sin afectar su estabilidad.

Claro Medio Horizontal: Es la semisuma de los claros adyacentes a la torre y se

AGVC 79

utiliza para calcular las cargas transversales que actúan sobre la estructura debidas

a la acción del viento sobre los cables.

Claro Vertical: Es la suma de las distancias horizontales entre los puntos más bajos

de las catenarias de los cables adyacentes a la torre y se utiliza para determinar las

cargas verticales que actúan sobre la estructura debidas a la masa de los

conductores y los cables de guarda.

AGVC 80

BIBLIOGRAFÍA

Manual para diseño electromecánico de Líneas de Transmisión Aéreas M.C. Raymundo Flores M. Publicado por CFE Manual del curso de Diseño Electromecánico de Líneas de Transmisión. Publicado por CFE Curso Tutorial de Coordinación de Aislamiento Ing. Gilberto Enríquez Harper, Ing. Carlos Ramírez Pacheco Especificación para diseño de líneas de transmisión aéreas CPTT-DDLT-001/02, agosto 2012 Publicado por CFE/LAPEM Coordinación de aislamiento NMX-J-150/1-ANCE-2008 Publicado por CFE/LAPEM Coordinación de aislamiento NMX-J-150/2-ANCE-2008 Publicado por CFE/LAPEM Red de Puesta a Tierra para estructuras de Líneas de Transmisión Aéreas de 69 kV a 400kV en operación.CFE 00JL0-28 Publicado por CFE Apartarrayos para Líneas de Transmisión NRF-045-2007 Publicado por CFE Instalaciones eléctricas (utilización) NOM-001-SEDE-2005