Source: https://es.scribd.com/doc/57315634/MANUAL-DE-PROYECTOS-DE-LINEAS-Y-REDES-1
Timestamp: 2017-12-14 19:08:22
Document Index: 368986825

Matched Legal Cases: ['Artículo 1', 'artículo 56', 'Artículo 2', 'artículo 1', 'Artículo 4', 'Artículo 3', 'artículo 56', 'artículo 4', 'artículo 59']

Cargado por Pablo Arce
MANUAL DE PROYECTOS DE LINEAS Y REDES
D1 Confección de Proyectos
D.1 CONFECCIÓN DE PROYECTOS
INTRODUCCIÓN NIVELES DE TENSIÓN AISLAMIENTO CONDUCTORES POSTES ESTRUCTURAS TIRANTES CRUCETAS SUBESTACIONES PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES ALUMBRADO PUBLICO
El nivel de voltaje representa, en una línea de distribución, uno de los aspectos principales para el diseño. En la categoría de las líneas de distribución se ha adoptado mayoritariamente, como voltajes nominales, 7.62; 13.2 y 23 KV, lo que ha permitido la normalización y reducción de los materiales empleados, con los consiguientes ahorros y mejor aprovechamiento de todos los elementos. La elección de uno y otro nivel de voltaje dependerá, entre otras cosas, de la longitud de la línea, tipo de consumo y potencia a conectar; sin embargo, las líneas de 7.62 KV se proyectan única y exclusivamente para servir pequeños consumos monofásicos de tipo rural. Postes, conductores, S/E y estructuras son los componentes más importantes de una red de distribución, razón por la que resulta muy conveniente analizarlos, para uniformar criterios tendientes a obtener su mejor aprovechamiento al realizar proyectos. Otras consideraciones que se deben tener presente, en redes de B.T., es enmallar en todos los puntos en donde sea posible. Lo mismo debe hacerse con el conductor neutro, el que deberá enmallarse en todos los puntos donde físicamente sea posible. También se deberá tener presente al proyectar pequeños tramos de líneas de B.T. 1Ø, que el conductor a utilizar sea como máximo Nº 6 AWG, en donde por regulación de voltaje sea insuficiente, se deberá estudiar otra solución, naturalmente sin dejar de lado el aspecto económico.
ya que puede suceder que el voltaje requerido.5% en torna al valor nominal. es recomendable construir la línea con la aislación superior. En resumen. podemos decir que la elección del voltaje dependerá de la tensión en el sistema de distribución de la zona y del estudio eléctrico. En todo caso. Dentro de estos valores se deben contemplar los aumentos vegetativos en la carga. con lo que se logra aminorar la inversión inicial. modificación que resulta demasiado cara. Sin embargo. De tal manera que el suministro se pueda efectuar sin problemas durante un cierto período. por aspectos económicos. También en algunos casos se pueden suplir las deficiencias en el voltaje con el uso de equipos reguladores.NIVELES DE TENSIÓN Al proyectar una línea de distribución es fundamental realizar un estudio eléctrico. se necesite un voltaje mayor al disponible en la S/E primaria. . ya que puede suceder que el voltaje de salida de la S/E primaria sea distinto al necesario. el que de acuerdo a las necesidades inmediatas y futuras. según lo establecido por SEC. por proyección de cargas. a medida que vayan siendo necesarios. la banda de variación de la tensión en el empalme domiciliario. no debe exceder el ± 7. del que se determinará el voltaje adecuado.. energizando en una primera etapa en el voltaje existente y efectuar las modificaciones cuando las condiciones de servicio así lo exijan. no indicará si se construye en la misma aislación o superior. no siempre será posible construir un alimentador en el voltaje requerido. Cuando.
a) b) Aislación en B. Horcones. En estos sectores. Arauco. Colcura.T. Zona costera y/o contaminada: ésta es la zona en que.T. Curanilahue.Chiloé • - Zonas Proclives al Vandalismo: Son aquellos sectores próximos a escuelas. Los lugares que presentan este tipo de inconvenientes son: • FRONTEL: Lota. existencia de industrias y otro tipo de polución ambiental). se deben aplicar las siguientes medidas: • • Utilizar aisladores con mayor distancia de fuga o de diseño especial (aisladores para zonas contaminadas y costeras). se usarán exclusivamente aisladores de polímero. Llico. Saavedra. - Con el objeto de disminuir la ocurrencia de estos efectos. Pto. lo cual da origen a descargas parciales cuando esta superficie se humedece por efecto de la neblina. . Tirúa. Quidico. Laraquete. Aislación en M. caseríos o donde el trazado de la línea queda a orilla de camino (ripio). SAESA: Sector Faro Corona en Ancud . por razones locales (ubicación próxima al mar. Cañete.AISLACIÓN El tipo de aislación que lleve una línea eléctrica depende del voltaje y de la zona geográfica en la cual se encuentre la red o línea en estudio. pudiendo producir la trizadura o quiebre del aislador. sin hacer distingos respecto de la zonas en que se utilizarán. Tubul. Santa Rosa. Para el efecto definiremos las siguientes zona: Zona normal: corresponde a aquélla en que la lluvia lava permanentemente los aisladores. Lavado de aisladores utilizando un equipo lavador con agua a presión o limpieza individual. Lebu. Laja.: En baja tensión está normalizado el uso de aisladores carrete de 3" ANSI 53-2 (Nº 1011). se depositan sales o materias conductoras sobre la superficie del aislador. por el alto grado de destrucción de aisladores de loza. San Rosendo y Nacimiento.: En media tensión el tipo de aislación que se usará dependerá de la zona geográfica y del tipo de estructuras.
ANSI 56-3 (F-1037). Resistencia al cantilever: 1. cápsula 1 3/8".2 Distancia de fuga: 330 mm. ANSI 56-1 (F-1031). cód. cápsula 1 3/8". ANCLAJE Y SUSPENSIÓN Independiente de la zona de instalación se usarán aisladores de suspensión polímero de goma silicona. Tensión de arco seco: 95 KV Tensión de arco húmedo: 60 KV Descarga crítica de impulso positiva: 150 KV Descarga crítica de impulso negativa: 190 KV. S/F 05008180. Resistencia al cantilever: 1.1 Zona normal. clase 25 KV en reemplazo de las cadenas formadas por aisladores de disco loza de 6" 2.134 kgf. Tensión de arco seco: 125 KV Tensión de arco húmedo: 80 KV Descarga crítica de impulso positiva: 220 KV Descarga crítica de impulso negativa: 265 KV. Aislador de espiga loza 34.361 kgf. cód.- ESTRUCTURAS PORTANTES 2. Aislador de espiga loza 25 KV. .5 KV. S/F 05008020. Voltaje de perforación a frecuencia industrial: 165 KV. con las siguientes características técnicas: Distancia de fuga: 533 mm. Voltaje de perforación a frecuencia industrial: 130 KV Zona costera y/o contaminada. Distancia de arco en seco: 179 mm. con las siguientes características técnicas: 2.AISLACION A UTILIZAR SEGÚN ZONA Y TIPO DE ESTRUCTURA 1.- ESTRUCTURAS DE REMATE. Distancia de arco en seco: 241 mm.
Distancia de arco en seco: 191 mm. . modelo HPI-25L. Voltaje de perforación a frecuencia industrial: 190 KV. ANSI 55-5.362 kgf.3 Zonas Proclives al Vandalismo Aislador de espiga polímero de Polietileno de alta densidad 25 KV. Tensión de arco seco: 94 KV Tensión de arco húmedo: 52 KV Descarga crítica de impulso positiva: 150 KV Descarga crítica de impulso negativa: 182 KV.. cód.2. Marca Hendrix o similar. con las siguientes características técnicas: Distancia de fuga: 349 mm. resistente a la radiación U.V. S/F 05009250. Resistencia al cantilever: 1. al impacto y al desgaste. cápsula 1 3/8".
La tabla Nº 2 muestra las características técnicas de los conductores de cobre usados en la construcción de líneas de distribución. Para barras de baja tensión en subestaciones de distribución se ha elaborado la tabla Nº 4. Tanto en alta como baja tensión se usarán normalmente conductores de cobre desnudo. Un hecho que facilita considerablemente la elección es que en la gran mayoría de los casos se utilizan conductores de cobre y excepcionalmente copperweld. CAPACIDAD TERMICA. La capacidad térmica depende principalmente de la temperatura ambiente y de la temperatura en el conductor. acero. aluminio o alumoweld. La sección mínima a utilizar en AT es la Nº 6 AWG y en BT es el Nº 8 AWG. . La capacidad térmica de los conductores es la cantidad de corriente eléctrica que pueden transportar. capacidad por caída de voltaje y capacidad mecánica. que permite la selección de los conductores para la fase y neutro con distintas salidas. En la tabla Nº 3 se indican las impedancias de los conductores de cobre para efectuar cálculos eléctricos.CONDUCTORES El problema de la elección del conductor adecuado tiene tres limitantes fundamentales como son su capacidad técnica. vienen en alambre y del Nº 3 en adelante en cable. sin que el calentamiento que se produce afecte su vida útil. en donde las condiciones mecánicas así lo exijan. Los conductores de cobre para secciones del Nº 8 al Nº 4.
2 Km/h.1 salida 2 salidas 3 salidas 2.TABLA Nº 4 BARRAS DE BT PARA S/E DE DISTRIBUCIÓN POTENCIA KVA 3 5 10 15 10 15 25 30 37-5 45 50 75 100 150 200 250 300 CORRIIENTE NOMINAL Nº In.75 In L = 0. Para la Corriente máxima de sobre carga L = 1.5 In Para la corriente de plena carga se ha aceptado que el conductor trabaje a una temperatura de 50º tomando como base una temperatura ambiente de 15ºC y un viento de 2.- .I = In l = 0. 3.25 In se ha aceptado que el conductor trabaje a una temperatura de 75º. FASE AMP. 1Ø 1Ø 1Ø 1Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 3Ø 14 23 46 68 15 23 38 46 57 69 76 114 152 228 304 380 456 S/E CON 1 SALIDA SECCIÓN CONDUCTOR Nº A W G FASE NEUTRO 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 4 6 3 6 1 3 2/0 2 4/0 1/0 -370 S/E CON 2 SALIDA SECCIÓN CONDUCTOR Nº A W G FASE NEUTRO 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 5 6 5 6 2 5 170 3 2/0 2 1 S/E CON 3 SALIDA SECCIÓN CONDUCTOR Nº A W G FASE NEUTRO 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 5 6 3 6 2 5 1 3 Base de Cálculo 1.
respecto de la ruptura.CAPACIDAD MECANICA A fin de evitar deformaciones de tipo permanente en el conductor es imprescindible que la fatiga máxima no sobrepase el 50% de la fatiga de ruptura. a temperatura de 15ºC. La empresa ha adoptado para todas las líneas de distribución en conductor de cobre una fatiga normal de 10 Kg/mm2. y la sobrecarga del viento es insensible. se rehace el cálculo con una fatiga máxima de 17 Kg/mm2. Sin embargo. pues implica mayor número de estructura como consecuencia de una mayor flecha. se deberá tener presente las recomendaciones del fabricante al respecto. tan baja como sea posible. En todo el factor de seguridad que se debe considerar. que es el empleado normalmente. interesará mantener la fatiga. y sin viento. . verificando que en las peores condiciones de temperatura y sobrecargas. una fatiga excesivamente baja resulta antieconómica. como base. Puesto que generalmente los conductores están a una temperatura cercana a los 15ºC. para las perores condiciones. Para otros tipos de conductores. para evitar que las vibraciones del conductor sean más intensas y en consecuencia más dañinas. la fatiga máxima no sobrepase los 17 Kg/mm2. bajo estas condiciones. es a lo menos 2. Para los casos en que resulte una fatiga máxima superior a la admisible. Nota: Los valores señalados corresponden a conductores de cobre duro.
ϕ = 0.95 53591 45940 38936 32671 27155 22422 18467 15301 12410 10030 4 5 6 2Ø 10265 8473 6951 10265 8327 6785 10201 8273 6686 6 1Ø 1738 1696 1672 .2 y 23 KV y baja tensión.85 44819 39677 34683 29985 25615 21690 18272 15398 12710 10426 COS.ϕ = 0.2 KV EN KVA/KM.CAPACIDAD POR REGULACIÓN La capacidad por caída de voltaje de los conductores es la potencia máxima que pueden transportar. relacionando potencia y distancia. 6 y 7 se indica la capacidad de los conductores. para sistemas de 13.ϕ = 0. En las tablas Nº 5. manteniendo en sus extremos un voltaje dentro de la banda establecida.90 47944 41903 36173 30889 26085 21852 18230 15249 12490 10178 COS. CONDUCTOR 4/0 3/0 2/0 1/0 1 2 3 4 5 6 SISTEMA 3Ø COS. TABLA Nº 5 CAPACIDAD DE LOS CONDUCTORES DE COBRE EN SISTEMAS DE 13.
monofásicas se ha considerado sólo el uso de conductor Nº 6 AWG. para A. . para B. si el consumo es de cierta importancia. puesto que con conductores de mayor sección se mejora muy poco el aspecto técnico. con relación a la inversión que ello significa. = Potencia máxima para un AV dado. recomendándose la instalación de una S/E o aumentar el número de fases.BASES DE CALCULO V KVA AV r x l = Voltaje de suministro.T. FORMULACIÓN AV (V-AV) KVA = (r cos. y 1 = 1 mt. ϕ + x sen ϕ) l Para una caída de voltaje distinta a 10%: AV1% (100-AV1%) x KVA KVA1 = 900 Para redes de B. El porcentaje considerado es un 10% = Resistencia a 50ºC (? /km) = Reactancia inductiva (? /km) = Longitud de la línea (Km) Se consideró l = 1 Km. = Caída de voltaje para una potencia dada.T.T.
TABLA Nº 6 CAPACIDAD DE LOS CONDUCTORES DE COBRE EN SISTEMAS DE 23 KV EN KVA/KM.782 79.221 109.672 9.852 55.922 30.754 30.655 COS.444 68.346 COS.ϕ = 0.212 42.ϕ = 0.037 77.231 6.534 23.95 162.597 6.958 14.727 21.781 6.866 25.557 1535 .140 7.90 44.562 127.191 82.595 1.770 65.779 14.103 30.953 20.197 66.823 93.463 105.301 TABLA Nº 7 CAPACIDAD DE LOS CONDUCTORES DE COBRE EN BAJA TENSIÓN EN KVA/MTS.707 139.902 COS.ϕ = 0.185 35.140 6 1Ø 1.740 14.90 145.679 30.590 31.003 11.300 91.299 37.383 7.069 46.475 46.95 49.590 16.073 120.646 6.479 33.281 20.750 38. CONDUCTOR 4/0 3/0 2/0 1/0 1 2 3 4 5 6 SISTEMA 3Ø COS. CONDUCTOR 4/0 3/0 2/0 1/0 1 2 3 4 5 6 SISTEMA COS.213 99.456 37.156 36.167 25.076 56.396 9.348 46.917 16.85 41.601 30-971 25.452 4 5 6 2Ø 31.574 COS.119 20.ϕ = 0.216 27.522 19.365 23.210 3Ø 4 5 6 2Ø 6.345 55.469 9.435 31.85 136.216 28.ϕ = 0.026 38.ϕ = 0.935 20.066 16.140 11.051 11.001 24.383 6231 7.476 118.
Corriente Ref. Litoral Ref. RESITENCIA RUPTURA 250 250 350 350 600 600 350 350 600 600 350 350 600 600 975 975 PESO KG.70 8. para las zonas costeras o de ambiente contaminado son las siguientes: FRONTEL Lota Colcura Horcones Arauco Tubul Lebu Santa Rosa Quidico Tirúa Nehuentúe Puerto Saavedra Nueva Toltén Puerto Boldos SAESA Queule Mehuín Niebla Corral Ancud Quemchi Castro Chonchi Quellón Queilén . Litoral Ref.50 15 15 TIPO Corriente Litoral Corriente Litoral Corriente Ref.70 10 10 10 10 11.50 11.50 11.50 11. procediéndose en estos momentos al reemplazo paulatino de los postes de madera existentes. se ha desestimado su utilización por el rápido desuniforme deterioro experimentado.POSTES Debido a los malos resultados obtenidos con el uso de postes de madera en diversos sectores de la empresa. Corriente Litoral Corriente Ref. Corriente Litoral Corriente Litoral Ref. SAESA . Litoral Ref. 650 753 935 1.70 8.FRONTEL acepta sólo el uso de postes de concreto armado en todas las líneas de distribución.70 8.70 8.70 8.500 ZONA DE UTILIZACIÍÓN Normal Contaminada Normal Contaminada Normal Contaminada Normal Contaminada Normal Contaminada Normal Contaminada Normal Contaminada Normal Contaminada Los lugares en donde se deben proyectar postes de tipo litoral. A continuación se indicarán las principales características de los postes de concreto armado de uso común: ALTURA 8.
.T. para los diversos conductores.T. En la tabla Nº 8 se indican las solicitaciones que se pueden presentar de acuerdo a las posibles combinaciones entre A. y B. En la misma tabla se incluye un listado con las solicitaciones producidas a causa de apoyos mutuos..La limitante principal en los postes tienen relación con la resistencia de ruptura a la que pueden ser sometidos. considerando también la zona de utilización.
A. 11. ZONA I ZONA II ZONA III 85 36 25 32 22 28 20 25 18 23 16 17 20 14 15 18 12 14 14 10 11 12 9 10 11 8 8 7 31 45 32 33 28 37 41 46 56 63 66 2 1 2 71 30 21 27 19 24 17 21 15 19 13 14 17 12 13 15 10 11 12 8 9 10 7 8 9 6 7 6 26 38 26 27 24 31 34 39 46 52 55 1 1 1 57 24 17 21 15 19 13 17 12 15 10 11 13 9 10 12 8 9 9 7 7 8 6 6 7 5 6 5 21 30 21 22 19 25 27 31 37 42 44 1 1 1 CONDUCTORES Cu Nº 4/0 MT BT Cu Nº 3/0 MT BT Cu Nº 2/0 MT BT Cu Nº 1/0 MT BT Cu Nº 1 MT BT Neutro Cu Nº 2 MT BT Neutro Cu Nº 3 MT BT Neutro Cu Nº 4 MT BT Neutro Cu Nº 5 MT BT Neutro Cu Nº 6 MT BT Neutro A.91 mm S/M 32 29 25 23 20 21 18 19 16 17 13 13 11 12 10 10 9 40 58 40 41 36 47 52 59 71 80 85 3 2 2 27 24 21 19 17 18 15 16 13 14 10 11 9 10 8 9 8 33 48 33 34 30 39 43 49 59 66 70 2 1 2 21 19 17 15 13 14 12 13 11 11 8 9 7 8 7 7 6 26 38 27 28 24 31 35 39 47 53 56 2 1 1 (S/M) : Sin mensajero (C/M): Con mensajero .A.9) Telefónico (TICP d=6.5 MTS. ZONA II ZONA III 51 40 POSTE C.7 MTS.TABLA Nº 8 SOLICITACIONES SOBRE POSTES ELEMENTO POSTES ZONA I 61 POSTE C.15) TV (Trilogy RG-6 6.) Eléctrico ( 2 x 4 mm2 d = 3. TV CABLE Trilogy 750 MC2 (S/M) Commscope P-3 75-750-JCAM Trilogy 500 MC2 (C/M) Commscope P-3 75-500-JCAM Commscope RG-11 (C/M) TELÉFONOS 18 pares 25 pares 50 pares 100 pares 150 pares 200 pares EMPALMES (l=20 MTS. 8.P.
red B. trifásica. no perpendiculares a la línea.5 m (Red B. Zona I Zona II Zona III 221 243 261 218 240 261 212 237 258 203 228 249 195 221 245 184 211 239 167 197 225 ESFUERZOS EN POSTES 11.T. (Red B. 2) Se considera el efecto de 4 empalmes por poste.P. trifásica.TABLA Nº 8 HOLGURA EN POSTES PARA SOLICITACIONES TÍPICAS ESFUERZOS EN POSTES 8. Zona I 178 172 158 142 135 169 163 149 133 126 151 145 131 115 108 136 130 116 100 93 127 121 107 91 84 Zona II 210 204 191 179 171 201 195 182 170 162 186 180 167 155 147 174 168 155 143 135 165 159 146 134 126 Zona III 235 229 223 211 207 229 223 217 205 201 217 211 295 193 189 205 199 193 181 177 199 193 187 175 171 Notas: 1) "-" Indica que el poste no satisface las solicitaciones. y Empalme) Sección del conductor Nº Holgura postes 250 Kg AWG M.P.P. Zona I Zona II Zona III 78 100 118 75 97 118 69 94 115 60 85 106 52 78 102 41 68 96 33 63 90 Holgura poste 600 Kg.P. y Empalmes. 6 6 6 5 6 6 4 6 6 3 6 6 2 5 6 1 3 6 1/0 3 6 Holgura postes 250 Kg Zona I Zona II Zona III 21 43 61 18 40 61 12 37 58 3 28 49 21 45 11 39 6 33 Holgura poste 350 Kg. trifásica. Zona I Zona II Zona III 6 6 6 6 6 4 6 6 6 2 5 6 6 1/0 3 6 6 2/0 2 6 4 6 6 6 4 4 6 6 4 2 5 6 4 1/0 3 6 4 2/0 2 6 2 6 6 6 2 4 6 6 2 2 5 6 2 1/0 3 6 2 2/0 2 6 1/0 6 6 6 1/0 4 6 6 1/0 2 5 6 1/0 1/0 3 6 1/0 2/0 2 6 2/0 6 6 6 2/0 4 6 6 2/0 2 5 6 2/0 1/0 3 6 2/0 2/0 2 6 - Holgura poste 350 Kg. .T. A. Neutro A.T.7 m. Zona I 35 29 15 26 20 6 8 2 Zona II 67 61 48 36 28 58 52 39 27 19 43 37 24 12 4 31 25 12 0 22 16 3 Zona III 92 86 80 68 64 86 80 74 62 58 74 68 62 50 46 62 56 50 38 34 56 50 44 32 28 Holgura poste 600 Kg. Neutro. Sección del conductor Fase Neutro A. Fase Neutro A.T.
. x n + SN + SA. SA. : Solicitación conductor B.) : Luz del tramo en estudio. : Solicitación conductor apoyos mutuo n RP : Número de conductores en A.2. Para los conductores en apoyo mutuo se ha considerado el de mayor diámetro. : Resistencia ruptura del poste BASE DE CÁLCULO: 1.T. Para una Luz diferente se procede de la siguiente forma: Sc = S x 1 45 Donde: Sc S 1 : Solictación corregida de los conductores : Solicitación de los conductores (SA.3. : Solicitación conducto A.M Una vez determinada la solicitación total se comprara con la resistencia de ruptura del poste a emplea.. se utiliza la siguiente fórmula : ST = SP + SA. se ha hecho para estructuras con soporte de 5 vías (caso más desfavorable). considerándose satisfactoria la siguiente relación: RP ⊇ 1.P. SN : Solicitación conductor neutro SA. y SA.M.FORMULACIÓN: Para determinar la solicitación total a la que pueden estar sometidos un poste.P. : Solicitación conductor A.75 ST Donde: ST SP : Solicitación total sobre el poste : Solicitación propia del poste SA.P. y/o B.T.T. + SA.T.T.T. El cálculo se ha efectuado en el conductor central. SA.T. x n + SB.P. SB. . SN. ente los cables autosoportados y con mensajero. SB.T.4.El cálculo para los conductores en B.T. Los cálculos han sido efectuados para un luz de 45 m.T. para igual número de pares.M.T.
para casos especiales debe hacerse un estudio particular. En casos especiales deberá efectuar el cálculo mecánico al proyectar la línea. Sus límites de aplicación principal son por causas mecánicas y eléctricas. para condiciones normales. b) LIMITANTES ELECTRICAS: Las limitantes eléctricas de las estructuras tienen directa relación con la separación de los conductores. Las estructuras tienen la finalidad de autosoportar. temperatura. . a) LIMITANTES MECÁNICAS: Tanto en las estructuras de alta como baja tensión la limitante mayor la constituyen los aisladores. editados por ENDESA. según se indica. aislar y mantener las distancias requeridas por los conductores. hasta con conductor de 250 M.T. En baja tensión deberá verificarse la solicitación en la estructura a partir de conductor 1/0 AWG. de tal forma que las distancias entre ellos no ocasionen daños por causas externas. Tales tablas están calculadas para condiciones normales. Por lo general. y que tienen plena vigencia en nuestras Empresa. De las tablas indicadas en las normas técnicas NT-04-01 al 04-04. el aislador de carretilla. etc. en los planos "Tm" están definidos los límites de aplicación de cada una de las estructuras. el aislador de suspensión puede usarse.ESTRUCTURAS La totalidad de las estructuras utilizadas en los sistemas de distribución tanto para alta como baja tensión se encuentran normalizadas por la serie de "Planos Tm". se determina la luz máxima permisible entre las estructuras de alta tensión. a partir de la flecha máxima. como ser viento. Sin embargo. En las primeras lo constituye el aislador de suspensión y para B. CM.
K. como la variedad de combinaciones es menor. en consecuencia la flecha máxima admisible se reduce a conductores livianos y pesados.0007249 0. F. 0. Eq.0007689 0.0006888 . la separación es siempre la misma.Para B. para los conductores livianos y/o pesados según sea el caso.T. Las constantes para las luces equivalentes más usuales son: L.0008304 0. Máxima conductores pesados : 0.90 mts.97 mts. 40 50 60 70 80 Según lo anterior y con la ecuación: F = l² K 4 se determina la flecha del tramo y se compara con el valor indicado como flecha máxima admisible. verificando no sobrepasar los valores señalados. Máxima conductores livianos : 0.0009075 0. F.
T.T. la que dependerá de la cantidad de conductores. tensión y ángulo de instalación. / mm2 (conductores de cobre) Una vez determinada la tensión solicitante se compara con la resistencia del tirante (2. Para seleccionar el tirante adecuado. se debe conocer la tensión solicitante de los conductores. en cuanto a la tensión resistente. es de 36º.000 Kg. .000 o 3.) y de ser superior o cercana a los 3. común A. El tirantes simples para alta o baja tensión el ángulo es de 45º.TIRANTES Los tirantes se clasifican en tirantes de alta y baja tensión. de resistencia.000 Kg.) = = Tensión solicitante Sen 45º Tensión solicitante Sen 36º Para conductores de cobre la tensión solicitante es: T. se deberá colocar tirantes dobles o diseñar uno adecuado. el ángulo de cálculo para determinar la tensión que afecta al tirante de A. alta y baja tensión.000 ó 3. los que a su vez se encuentran normalizados para 2. solicitante = Nº conductores x Sección x σ σ = 17 Kg. en cambio en tirantes comunes.000 Kg. Tensión resistencia (T simple) Tensión resistencia (T.
En ella no se indican ni las crucetas de hormigón pretensado ni las metálicas de 65 x 65 x 6 mm.700 3.700 3. La Tabla Nº 10 indica el conductor máximo que puede soportar un juego de crucetas. Madera 31/2 x 41/2" Madera 6 x 3" Metálica 65 x 65 x 6 mm. TABLA Nº 9 CRUCETAS DE USO COMÚN. para las distintas dimensiones existentes.. por la alta resistencia de las crucetas. el cálculo de la luz de peso no se efectúa. En general.700 MODULO DE SECCIÓN (Cm3) 70 194 295 6 13 25 55 COEFICIENTE DE SEGURIDAD 3 5 5 2 2 2 2 Los esfuerzos a que están sometidas las crucetas son: por peso y por tensión mecánica de los conductores. TIPO CRUCETA Hormigón Pretensado 75 x 75 mm. Se recomienda analizar a partir de luces adyacentes de 500 mts. En la tabla Nº 9 se indican las principales características de las crucetas más utilizadas. Metálica 80 x 80 x 8 mm. LIMITANTE POR PESO CONDUCTORES Esta limitante es llamada "Luz de peso" y consiste en limitar la longitud del conductor.700 3. con las que se puede determinar su resistencia. FATICA DE RUPTURA (Kgr/cm2) 450 495 495 3. Metálica 150 x 100 x 10 mm.CRUCETAS Sus limitantes están dadas por el tipo de material y por su forma geométrica. . las que no se utilizan en este tipo de estructuras. y con conductor de cobre Nº 1 AWG y superiores. para condiciones normales. Metálica 100 x 100 x 10 mm. con lo que se logra restringir los esfuerzos sobre las crucetas. LIMINTANTE POR TENSIÓN MECÁNICA DE CONDUCTORES Esta limitante afecta a las crucetas ubicadas en las estructuras de remate o arranque.
00 m.167 849 2. Metálica 100 x 100 x 10 mm. Metálica 100 x 100 x 10 mm. Metálica 150 x 100 x 10 mm. x 1. x 6.80 m. Madera 6 x 3" x 4. x 1. x 2. Metálica 150 x 100 x 10 mm.405 905 905 Madera 3 1/2 x 4 1/2" x 1.40 m. x 7. Metálica 150 x 100 x 10 mm.00 m. x 2.80 m.40 m.80 m.00 mts. . x 4.00 m.80 mts.40 mts.546 1. Metálica 80 x 80 x 8 mm.852 1. Metálica 150 x 100 x 10 mm. Metálica 80 x 80 x 8 mm.) Cu Nº 3 AWG Cu Nº 4 AWG Cu Nº 4 AWG Cu Nº 2 AWG Cu Nº 4 AWG Cu Nº 1/0 AWG Cu Nº 1 AWG 250 MCM Cu Nº 4/0 AWG Cu Nº 2/0 AWG Cu Nº 1/0 AWG Cu Nº 1/0 AWG 479 348 449 598 435 1. x 1.40 m. x 2.TABLA Nº 10 TENSIÓN MÁXIMA DE LAS CRUCETAS CRUCETAS (JUEGO) LIMITANTE MÁXIMA CONDUCTOR TENSIÓN (KG. Madera 3 1/2 x 4 1/2" x 2. Metálica 150 x 100 x 10 mm.
5) Se permite la existencia de árboles frutales debajo de las líneas de las categorías B o C. en la construcción de líneas. En todo caso las personas que eventualmente puedan subir a ellos no deberán correr peligro de tener contacto con los conductores por inadvertencia.10. la distancia entre los conductores y los árboles vecinos deberá ser tal que no haya peligro de contacto entre dichos árboles y los conductores. ART.1) Los árboles que están en la proximidad de líneas aéreas en conductor desnudo. . ART. 111-111. 111-111. deben ser o bien derribados o bien podados suficientemente para no exponer esas líneas a un peligro. 71. ART. 111-111.6) Los concesionarios deberán retirar de la vecindad de la línea toda vegetación o materiales que pueda poner en peligro la línea en caso de incendio. ROCE El roce de la faja de seguridad. la distancia entre los conductores y los árboles vecinos será igual a la altura de los árboles. Por otro lado. lo que sin lugar a dudas ocasiona muchos problemas. Las distancias que deben existir entre los conductores y los árboles vecinos. 111-111.a FAJA DE SEGURIDAD. con el fin de mantener una faja de seguridad adecuada. 111-111.2) En las líneas del mismo tipo de la categoría B (1 a 25 KV). salvo que la altura de los árboles exija una distancia myor.3) En las líneas rurales de la categoría B la distancia entre los conductores y los árboles vecinos será por lo menos de 5 metros. pero no inferior a 5 metros. se señalan a continuación: ART. siempre que el propietario de dichos árboles los mantenga en forma que su altura no sobrepase 4 metros sobre el suelo. Aparte de las normas de seguridad referidas. Dos de estos Decretos vigentes se incluyen en 10. existen otras limitaciones impuestas por los Organismos competentes que dicen relación con algunas zonas geográficas en las cuales no es posible realizar corta de árboles sin la autorización expresa de la Autoridad. está regulado por el Artículo Nº 111 de las normas eléctricas oficiales NSEC 5 En.b. aparecen también las restricciones de los propietarios de los predios los que no siempre permiten la corta de árboles en el trazado elegido . 111-111.4) En las líneas de categoría C ( > 25 KV). ART. ART. En caso de divergencias resolverá la Superintendencia.
Según lo anterior. la vegetación a ambos costados sin peligro de interrumpir la faja (Fig. lingue. canelo.2). etc. se recomienda podarlos a una altura tal que no ofrezca peligro para la línea (Fig. (Fig.) se recomienda podarlos y mantenerlos periódicamente a una altura no superior a los 4 mts. eucalíptus. El material cortado debe quedar a más de 10 mts. Nº 10. En zonas de quebradas. manteniendo. alamos. se deberán cortar si se trata de especies como pinos. En cambios las especies nobles como robles. la cual debe ser mantenida periódicamente.Por todo lo anterior la elección del trazado cobra cada día mayor importancia. etc.3). . del eje de la línea y sin obstruir caminos no cursos de agua. se recomienda una faja menor a las anteriores pero a lo menos de 5 metros . etc. eso sí. Nº 10. en los casos que sea necesario efectuar roces se deberá proceder como sigue: TIPO DE LINEA Distribución Transmisión DISTANCIA DEL CONDUCTOR LATERAL AL LIMITE FAJA 5 metros 10 metros Cuando haya árboles de mayor altura. por un lado tratando de preservar el medio ambiente y por otro el aspecto técnico-económico. Nº 10. En cualquier circunstancia se exigirá una faja limpia y despejada de a lo menos 5 metros de ancho. mañios. que aún estando más allá de la faja de seguridad y que en caso de caída representen riesgos para la línea. coigues. raulíes.1) En zonas donde existen árboles frutales o especies autóctonas de poca altura (avellano.
Hoy se decretó lo siguiente: Num. que contiene el texto definitivo de la Ley de Bosques. 3º Decreto: Artículo 1º. dentro de los límites fijados anteriormente.Vistos: Lo manifestado por la Corporación Nacional Forestal en sus oficios Nºs.608. POR EL NORTE Y EL PUEBLO DE QUELLÓN . y el DFL Nº 294. 237. de 14 de Diciembre de 1962. de 1973 y Nº 527. Los cien metros deberán mediarse desde las bermas del camino referido. en forma aislada o en bosquetes. Santiago. el decreto supremo Nº 4.445 y 1. por el Norte y el pueblo de Quellón. evitando o previniendo la generación de procesos erosivos de aterramiento o de deslizamiento de suelos.363. la Ley Nº 16. EN EL TRAMO COMPRENDIDO ENTRE LA CIUDAD DE CHILLÁN. Prohíbese la corta o aprovechamiento en cualquier forma de los arbustos y árboles que se encuentren situados a menos de cien (100) metros de ambas orillas del camino longitudinal denominado también Carretera Nº 5 en el tramo comprendido entre la ciudad de Chillán. modificado por la Ley Nº 15. respectivamente.b FAJA DE SEGURIDAD. lo dispuesto en el artículo 56 de la Ley Nº 15. POR EL SUR. Que por otra parte. ROCE DIARIO OFICIAL DE LA REPÚBLICA DE CHILE MIÉRCOLES 20 DE NOVIEMBRE DE 1974 PROHIBE LA CORTA DE ÁRBOLES SITUADOS HASTA 100 METROS DE LA CARRETERA LONGUITUDINAL.020. Considerando: 1º 2º Que es una función del Estado promover el desarrollo del turismo en el país.066.640.. la Corporación Nacional Forestal podrá autorizar la corta de arbustos y árboles. el informe de la Dirección de Turismo contenido en el oficio adjunto Nº 1. frecuentemente en la zona sur del país debido a la alta pluviometría reinante. por el sur. 1. contribuye notablemente a la belleza del paisaje y constituye un atractivo turístico de gran significado e importancia. de 1974. Artículo 2º .546. Que la presencia de arbustos y árboles. de 5 de Abril de 1960. de 30 de Junio de 1931. cuando dichas faenas tengan por fin despejar terrenos para la construcción o realización de obras de v . 16 de Septiembre de 1974. PROVINCIA DE CHILOÉ. de 5 de Diciembre de 1973. de 13 de Agosto de 1974. de 27 de Noviembre de 1962. a orillas o en las inmediaciones de las carreteras del país. la conservación de masas vegetales en los costados o inmediaciones de las carreteras contribuye eficazmente a su defensa. de 28 de Julio de 1967. No obstante lo dispuesto en el artículo 1º. provincia de Chiloé. del Ministerio de Tierras y Colonización.. los decretos leyes Nº 1. provincia de Ñuble.10.
AUGUSTO PINOCHET UGARTE. Las infracciones a las normas de este decreto serán sancionadas administrativamente por el Servicio Agrícola y Ganadero. Anótese.beneficio público o la puesta en práctica de planes de manejo o de mejoramiento de las mismas masas vegetales que están protegiendo. . General de Ejército. Artículo 4º. Jefe Supremo de la Nación. Ministro de Defensa Nacional. Saluda a Ud. Renato Gazmuri Achleyer. tómese razón. regístrese. Lo que transcribo a Ud. El Cuerpo de Carabineros de Chile. General de División. de acuerdo a las disposiciones legales vigentes. Tucapel Vallejos Reginato. fiscalizando su cumplimiento. Atte. el Servicio Agrícola y Ganadero y la Corporación Nacional Forestal arbitrarán todas las medidas necesarias para hacer respetar las normas contenidas en el presente decreto. Subsecretario de Agricultura. Artículo 3º. comuníquese y publíquese por cuenta de la Corporación Nacional Forestal. para su conocimiento.
CARLOS FIGUEROA SERRANO SUBSECRETARIO DE AGRICULTURA .762).L. lo manifestado por el Intendente de Osorno. en su oficio Nº 512. de 5 de abril de 1960 y la Ley Nº 16.REPUBLICA DE CHILE MINISTERIO DE AGRICULTURA SUBSECRETARIA F1. sin perjuicio de las sanciones penales que procedan y sean aplicadas por la justicia ordinaria. sólo podrán ser explotados en la forma y condiciones que señale el Ministerio de Agricultura. TERCERO: El Servicio Agrícola Ganadero a través de la División Forestal. de 27 de noviembre de 1962.020. comuníquese y publíquese. DECRETO: PRIMERO: PROHÍBESE la corta de árboles situados a menos de cien metros del camino Internacional por Puyehue. SEGUNDO: Los árboles cuya corta se prohíbe en el número primero. el D.000) hasta el Río Pescadero (Kilómetro 51. Lo que transcribo a usted para su conocimiento. la facultad que me confiere el artículo 56º de la Ley Nº 15. a través del Servicio Agrícola y Ganadero. Nº 294. Hugo Trivelli F.F. EDUARDO FREI M. lo manifestado por la Dirección de Turismo.640 de 28 de julio de 1967.143 PROHIBE LA CORTA DE ÁRBOLES SITUADOS HASTA CIEN METROS DE LA CARRETERA PÍBLICA QUE INDICA HOY SE DECRETA LO QUE SIGUE: Nº 428 / VISTOS: El oficio Nº 3987. CUARTO: Las infracciones al presente Decreto serán sancionadas Administrativamente por el citado Servicio Agrícola y Ganadero. Tómese razón. del Servicio Agrícola y Ganadero. Saludan atentamente a usted. de 18 de julio último. fiscalizará el cumplimiento de este decreto y deberá velar por el respeto de la prohibición que en él se establece. de 25 de agosto de este año. en su Oficio Nº 161. desde el límite de dicho Camino con la República Argentina (Kilómetro 0. de 19 de junio del mismo año en curso.
- 6.- 7. En zonas rurales. en casos excepcionales se podrán construir a 30 mts.. respecto de su capacidad de ruptura.NORMA GENERAL PARA INSTALACIONES DE POSTES EN REDES 1. de la línea de solera.- 8. Los postes deberán instalarse a 0. en zonas con iluminación. la postación de baja tensión deberá ser instalada con luces que fluctúen entre 80 a 90 mts. como máximo. Deberá evitarse la colocación de los postes y tirantes frente a puertas o ventanas donde puedan entorpecer el paso de personas.- 3.urbanas que contemplen iluminación en etapas futuras. la postación se deberá instalar de tal forma que permita luces normales. se deberá preveer la posible instalación de nuevos conductores. vehículos.- 4. 2. instalación de tirantes y desviación de tirantes y desviaciones son necesidad de reubicarlas. la postación de las líneas de baja tensión podrá instalarse con luces de hasta 80 mts. Cuando se prevea la prolongación de un sector en un futuro próximo. se instalarán con luces de 40 a 45 mts. En zonas semi .Los postes. Para la elección de los postes. según lo indicado en la Tabla Nº 8.- 5.50 mts. sin iluminación. como máximo. de mayor sección y/0 apoyos mutuos. Las estructuras con tensión mecánica reducida tendrán una luz máxima de 25 mts. sin necesidad de reemplazar los postes instalados. etc. de manera tal que permita intercalar postes con luces normales.- . medido desde el eje del poste.
de acuerdo a muestreo realizado.Los transformadores representan los elementos más importantes de las subestaciones.75 M2 243 268 292 341 389 438 487 535 584 - 75 M2 453 495 577 660 742 825 907 989 1072 1154 1237 . TABLA Nº 11 DEMANDA MÁXIMA POR VIVIENDA CONSUMO MENSUAL (KWH) 30 35 40 45 50 55 60 70 80 90 100 110 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 40 M2 148 172 197 222 246 271 296 345 394 444 493 - DEMANDA MÁXIMA WATTS SUPERFICIE VIVIENDA 40 . ya sea desde el punto de vista técnico como económico. a partir del consumo mensual. factor de diversidad y factor de potencia. a) DEMANDA: La demanda para un servicio es fácil de determinar. por lo que resulta fundamental el adecuado dimensionamiento al proyectar una S/E. la que se estima dependiendo del tipo y tamaño de la vivienda y de la capacidad económica del usuario. La tabla Nº 11 entrega las pautas para determinar la demanda. no así para una vivienda en un conjunto habitacional. Las variables principales para seleccionar el transformador adecuado son la demanda. para diferentes tipos de viviendas.
85 0.b) FACTOR DE DIVERSIDAD: Los valores recomendados para ser usados como factor de diversidad son: SUPERFICIE VIVIENDAS Hasta 40 m2 De 40 a 75 m2 Sobre 75 m2 c) FACTOR DE POTENCIIA: Los valores más representativos recomendados para el factor potencial son: SUPERFICIE VIVIENDAS Hasta 40 m2 De 40 a 75 m2 Sobre 75 m2 Alumbrado público F.15 1.2 1.10 Con los factores anteriores se determina la potencia de la subestación. DIVERSIDAD 1. S/E = Pv x nv Pl xnl + Cos ϕ x Fd Donde: Pv P1 nv nl Fd = Potencia por vivienda (W) = Potencia por iluminación (W) = Número de viviendas = Número de luminarias = Factor de diversidad Pl x nl Cos ϕ1 10¯3 (KVA) Cosϕ v= Factor de potencia viviendas Cosϕ 1= Factor de potencia luminarias. . aplicando la siguiente fórmula : Pot. POTENCIA 0.95 0.90 0.85 F.
E.) 1 2 4 8 24 50% 0 237 203 174 153 134 10 223 191 163 143 124 20 208 178 152 132 113 CARGA PREVIA EQUIVALENTE (C..P. …. P.1 CAPACIDAD DE CARGA SIN PÉRDIDA DE VIDA ÚTIL (% DE LA CAPACIDAD NOMINAL). TRANSFORMADORES CLASE 65ºC DURACIÓN DE LA SOBRECARGA (Hrs.) 75% TEMPERATURA AMBIENTE PROMEDIO (ºC) 30 0 10 20 30 0 194 226 212 197 179 219 165 196 183 170 154 190 139 170 159 147 133 168 121 151 141 129 117 150 102 133 123 112 101 133 90% 10 203 177 156 139 123 20 185 162 142 127 112 30 161 140 123 111 100 . Con estos tres factores se consulta la tabla Nº 12 y se determina la sobrecarga máxima que puede aceptarse: La C. razón por la cual se está aplicando un criterio conservador.). C2. permitiéndose una sobrecarga de hasta un 25% . 0 0. por período no mayor a 24 horas.C12 corresponde a las cargas tomadas hora a hora durante las 12 horas anteriores a la sobrecarga. SOBRECARGA DE TRANSFORMADORES: La sobrecarga de transformadores tiene directamente relación con su vida útil.P. la temperatura ambiente y la duración de la sobrecarga.E.E. se determina con la siguiente fórmula: C.E.UBICACIÓN DE SUBESTACIONES: Las pautas para ubicar una subestación dentro de una red se incluirán próximamente en este manual.P.29 √ C1² + C2² + ………… + C12² Donde C1 . TABLA Nº 12 CAPADIDAD DE SOBRECARGA SIN PERDIDA DE VIDA ÚTIL TABLA 12. Para sobrecargas mayores o casos especiales debe determinarse la CARGA PREVIA EQUIVALENTE (C.
En baja tensión.) 1 2 4 8 24 50% 0 252 215 182 157 136 10 239 203 172 148 127 20 226 191 161 139 118 CARGA PREVIA EQUIVALENTE (C. de preferencia en estructuras aisladas mecánicamente. En alta tensión se están utilizando desconectadores fusibles del tipo XS-15 y XS-25 KV para voltajes de 13. Entre ambos elementos debe existir coordinación.. En redes para facilitar la operación de la S/E. E.2 CAPACIDAD DE CARGA SIN PÉRDIDA DE VIDA ÚTIL (% DE LA CAPACIDAD NOMINAL).2 y 23 KV. respectivamente.TABLA 12. instalándose de preferencia en los arranques si estos no superan los 500 mts. . los trifásicos rurales o de uso exclusivo con interruptores automáticos y en redes con desconectadores tripolares. teniendo presente que el fusible de alta tensión está normalmente determinado por la coordinación general. los transformadores monofásicos y bifásicos se protegen con fusibles aéreos. por lo general.) 75% TEMPERATURA AMBIENTE PROMEDIO (ºC) 30 0 10 20 30 0 212 240 226 212 196 231 179 206 194 182 168 200 150 177 166 156 144 173 128 155 146 136 125 153 108 136 127 117 107 135 90% 10 216 187 162 144 126 20 202 174 150 133 116 30 182 157 136 121 107 PROTECCION DE TRANSFORMADORES Los transformadores de distribución se protegen con fusibles en alta tensión y con interruptores automáticos o fusibles en baja tensión. TRANSFORMADORES CLASE 55ºC DURACIÓN DE LA SOBRECARGA (Hrs. P. si la longitud es mayor se recomienda su instalación en la S/E y arranques. En los siguientes capítulos de este manual se tratará in extenso la coordinación de protección de transformadores y otros equipos de protección. es preferible instalarlos a lo menos una estructura antes.
0 137.3 82.5 55.5 27.5 550. FASES 3 5 10 15 10 15 25 30 37. CORRIENTE MIN.5 27.FUSIBLES DE BAJA TENSIÓN PARA SS/EE DE DISTRIBUCIÓN POTENCIA CORRIENTE NOMINAL TRANSFORMADORES IN AMP. .0 390.5 55. SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR % KVA NRO.5 49.0 88.5 88.5 467. DE OPERACIÓN DEL FUSIBLE AMP.0 275.0 69.0 16. 14 23 46 68 15 23 38 46 57 69 76 114 152 228 304 380 456 15 25 50 80 15 25 45 50 63 75 80 125 160 250 355 425 500 16.5 45 50 75 100 150 200 250 300 1φ 1φ 1φ 1φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ 3φ En la elección de estos fusibles se aceptó una sobrecarga promedio del transformador de un 25%.0 18 19 19 29 10 19 30 19 21 19 16 21 16 21 29 23 21 CAPACIDAD NOMINAL DEL FUSIBLE AMP.5 176.
se sigue empleando. de acuerdo al tipo y potencias de éstas. . el que permite la conexión de un determinado número de luminarias. para el diseño de una red de A. radica en el costo. se deberá tener presente el tipo de luminaria a instalar. disposiciones que se encuentran tratadas en el Manual de Mantención Eléctrica en los puntos F-5 y F-6. lo que ha sido regulado por la norma NSEG 21 E. de dos circuitos. respecto del individual. De todas maneras.n. control y medida A.. en el que tiene alta incidencia el conductor.P. por lo complejo del cobro del consumo en el sistema individual. actualmente utilizado es el centralizado.P.78. En el plano NT-34-01 se indica el diagrama de conexiones y detalle de materiales de los equipos de protección y detalle de materiales de los equipos de protección.ALUMBRADO PÚBLICO: El sistema de control y medida de A.P. El problema del control centralizado.
MANUAL DE PROYECTOS DE LINEAS Y REDES D2 Protecciones en Sistema de Distribución .
2 PROTECCIONES EN SISTEMAS DE SITRIBUCIÓN 1.- Coordinación de Protecciones a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) Entre relés y reconectadores Entre dos reconectadores Entre elementos residuales Entre reconectador y seccionalizador Entre reconectador y fusible lado fuente.2. Entre reconectador y fusible lado carga Entre dos desconectadores fusibles Entre protecciones de AT y BT en T/D Protección de sobrecargas para T/D Protección de Bancos de condensadores estáticos. .D.- Calculo de corriente de cortocircuito Elementos de protección a) b) c) d) e) f) Reconectadores automáticos Seccionalizadores Desconectadores fusibles Desconectadores bajo carga tipo Alduit Desconectadores tipo By-pass Dispositivos auxiliares de desconexión Load buster 3.
b) SECCIONALIZADORES El seccionalizador es un elemento de protección que trabaja normalmente en conjunto con un reconectador de respaldo y abre.ELEMENTOS DE PROTECCIÓN (DEFINICIÓN BÁSICA) a) RECONECTADOR AUTOMÁTICOS El reconectador automático es un aparato capaz de detectar sobrecorrientes. c) DESCONECTADORES FUSIBLES Fusibles tipo expulsión El desconectador fusible tipo expulsión es el elemento más sencillo y más profusamente usado para interrumpir corrientes de cortocircuito. Al interrumpir la corriente de cortocircuito el elemento o hilo fusible se funde y el tubo de fibra se calienta emitiendo gases desionizantes. Naturalmente. que se acumulan dentro del tubo y extinguen totalmente el arco. El seccionalizador no interrumpe corrientes de cortocircuito. en alguno de los intervalos en que el reconectador tiene sus contactos abiertos. debe fundirse e interrumpir el circuito cuando la corriente exceda un cierto valor predeterminado. interrumpir y reconectar automáticamente para volver a energizar una línea. Los fusibles emplean un tubo recubierto interiormente con fibra desionizadora para extinguir el arco y dentro de él un hilo fusible . E-6) . Si la falta es permanente el reconectador abre en forma definitiva después de un cierto número de operaciones (usualmente tre o cuatro) y de esta manera aisla el sector fallado de la parte principal del sistema. REF:: Manual de Mantención Eléctrica (D-1 al D-4. Después que el reconectador ha efectuado un número determinado de cierres y aperturas el seccionalizador abre definitivamente sus contactos. El hilo fusible es un conductor de un metal especial calibrado de modo que el calentamiento producido por la corriente nominal no sea suficiente alto como para producir una variación importante de las propiedades conductoras del metal. para fallas permanentes en la línea. E-1.
E-4.: Manual de Mantención Eléctrica (E-1. El circuito. e) DESCONECTADORES TIPO BY-PASS Los desconectadores tipo by-pass son los dispositivos especiales que se utilizan para la operación de reguladores de tensión. Los desconectadores by-pass no tienen capacidad de ruptura y por lo tanto no interrumpen corrientes de cortocircuito. finalmente se interrumpe en forma brusca por la acción de un resorte en la cámara de extinción del loadbuster sin imponer ningún esfuerzo al desconectador. REF. I-1) .ELEMENTOS DE PROTECCIÓN (DEFINICIÓN BÁSICA) d) DESCONECTADORES BAJO CARGA TIPO ALDUTI El desconectador bajo carga tipo Alduti es un elemento de operación que tiene por objeto permitir la apertura de las líneas primarias de distribución. Estos contactos están diseñados sólo para interrumpir la corriente de magnetización del regulador de tensión. Es el elemento de uso más común para estos propósitos. Su operación consiste en puntear el desconectador haciendo que la corriente de carga circule por el Loadbuster en el momento en que se abren los contactos del desconectador fusible. Los desconectadores by-pass disponen de una hoja metálica que permiten puentear la alimentación del regulador y abrir los contactos principales. f) DISPOSITIVO AUXILIAR DE DESCONEXIÓN LOADBUSTER El dispositivo auxiliar de desconexión Loadbuster tiene por objeto permitir la apertura de los desconectadores fusibles cuando está circulando la corriente de carga. cuando está circulando la corriente de carga. y deben ser operados solamente después que el regulador se ha llevado a razón nominal.
to3 = Tiempo tercera operación reconectador to4 = Tiempo cuarta operación reconectador toR = Tiempo operación relé Para interpretar y relacionar la información que entrega ENDESA con las curvas tiempocorriente de los reconectadores. Numéricamente esto puede expresarse como sigue: to1 + to2 + to3 + to4 ⊆ toR donde: to1 = Tiempo primera operación reconectador to2 = Tiempo segunda operación reconectador. Normalmente el tiempo de vuelta a cero de los relés es bastante mayor que el tiempo de reconexión de los reconectadores y si la corriente de falla persiste después de las primeras operaciones. existe la posibilidad que el relé complete su recorrido antes que el reconectador complete su secuencia de operaciones. Por esta razón se deberá verificar que el tiempo total de operación del reconectador sea inferior al tiempo de operación del relé en todo el rango de corriente de falla.COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Entre Relé y Reconectador FUENTE Cuando se coordinan relés con reconectadores debe tenerse presente el tiempo de reposición de ambos equipos. es conveniente recordar lo siguiente: .
y superponer la curva ubicada con las del reconectador. Lo cual significa que para una Icc = 180 Amp.0 que corresponden cada uno a una de las 10 curvas de operación del relé.VALOR PICK-UP TAP : Corriente mínima de operación : Dispositivo de ajuste del relé para variar la corriente mínima de operación. AJUSTE : TAP 6 (PICK UP: 6. 5 X TAP = 0. : Es el recorrido que realiza el contacto móvil hasta operar y corresponder el ajuste de tiempo del relé.9 Amp. LEVER Entonces. como la información que entrega ENDESA viene dada como: TTCC : 50/5 TIEMPOS DE OPERACIÓN 3 x TAP = 2. 0.) LEVER 0. .. El lever se indica en números de 0..1. el relé operará a 2.5 Debe hacerse I = 3 x TAP x TT/CC = 3 x 6 x 10 = 180 Amp.2 …….05 Seg. Si es posible obtener la familia de curvas del relé en cuestión. debe ubicarse el lever correspondiente y el valor PICK .UP en Amp.78 Seg.05 seg.
sin embargo. ** POR NUMERO DE OPERACIONES: Es posible coordinar reconectadores en serie de igual corriente nominal ajustando un número diferente de operaciones. POR AJUSTES DIFERENTES: En este caso ambos reconectadores pueden tener la misma corriente nominal. 2 rápidas y 2 lentas y el reconectador 2 sólo 4 rápidas. el reconectador 1 se le da una operación más que al reconectador 2 (referidos a la figura) y con esto al haber una falla en el punto F los reconectadores operarán simultáneamente en las reconexiones. pero ajustes diferentes. que normalmente son 2 operaciones rápidas y 2 lentas. el reconectador 2 abrirá definitivamente cuando al reconectador 1 aún le quede una reconexión.COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Entre dos reconectadores - Para coordinar dos reconectadores en serie en un alimentador de distribución existen tres métodos: 1) POR CORRIENTE NOMINAL: En este método se coordina de modo que las corriente nominales tengan el mismo ajuste. el reconectador 1 puede tener un ciclo normal de operaciones. 2) 3) . El método más usado de coordinar dos reconectadores en serie en una alimentador. es decir. Por ejemplo. sin embargo. el reconectador 2 abrirá definitivamente en las reconexiones. ** Este método de coordinación tiene un cierto riesgo de operación simultánea. de modo que el despeje de la falla se produzca selectivamente. hecho de que efectivamente se produce para operaciones rápidas y pueden producirse en operaciones lentas cuando la separación entre curvas es inferior a 12 ciclos. De este modo el reconectador 2. puesto que los otros métodos implican una delicada intervención en el circuito de control de los reconectadores. realizará todas sus operaciones rápidas antes que se realicen las reconexiones lentas del reconectador 1. es por corriente nominales.
Esto debe tenerse muy en cuenta cuando se coordina con seccionalizador. Los elementos de protección de líneas monofásicas aguas abajo deben ser coordinados con el residual. En el caso b) son aplicables los tres métodos indicados para el elemento de fase. . Para residuales con más de una operación. Otros aspectos que deben tenerse en cuenta para lograr una buena coordinación son los siguientes: a) b) c) d) El elemento residual debe ser capaz de detectar la corriente de falla mínima en el punto más alejado del alimentador. En el caso a) la única coordinación es por tiempo y/o corriente.2. (Ver D. De tiempo definido o inversa y varias operaciones.3b). a) b) De tiempo definido y operación única. Para fallas que sean detectadas por el elemento de fase y el residual operará el más rápido de ellos. el número de estas debe ser igual o menor al elemento de fase.COORDINACIÓN DE PROTECCIONES De los residuales - En general existen dos tipos de residuales incorporados a los reconectadores.
La duración de las reconexiones no deben ser mayor de 0.- 4. Esta debe considerase en el momento de analizar el tiempo máximo de operación del elemento de respaldo.COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Entre un reconectador y un seccionalizador. - Para determinar el seccionalizador adecuado. 2. Un seccionalizador trifásico puede instalarse solamente respaldado por un equipo de operación simultánea en las 3 fases..La corriente mínima de operación del seccionalizador debe ser 0.- 3. Para obtener una buena coordinación se deben cumplir las siguientes condiciones: 1.- . La capacidad de tuptura de los seccionalizadores varía con la duración de la falla.8 veces la corriente mínima de operación del dispositivo de respaldo (los seccionalizadores tienen una corriente mínima de operación igual a 1. se debe considerar el tipo de protección de respaldo instalada o a instalar. El seccionalizador debe ajustarse a una cantidad de operaciones menores que el número total de operaciones del dispositivo de respaldo. Esto es fundamental pues de lo contrario se produciría una operación bajo carga por parte del seccionalizador en caso de fallas 1Ø o 2Ø y estos equipos no están diseñados para aperturas bajo carga.6 veces la corriente nominal).7 veces el "TIEMPO DE VUELTA A CERO" del seccionalizador.
7 2.1 1. AMPLIFICADA POR EL FACTOR "S" El factor "S" dependerá del intervalo de reconexión del reconectador.5 2.8 1.1 1.35 4B 3.85 1.40 1.4 1.6 2.5 1.2 1. TABLA FACTOR "S" Tiempo de Reconexión (Seg) 0.0 4.9 1.COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Entre reconectador y fusible ubicado al lado de la fuente.35 .5 2. - para este tipo de coordinación se debe aplicar el siguiente principio básico "PARA LA MAXIMA CORRIENTE DE FALLA EN EL PUNTO DE UBICACIÓN DEL RECONECTADOR EL TIEMPO MINIMO DE FUSIÓN DEL FUSIBLE DEBE SER MAYOR QUE EL TIEMPO DE APERTURA DEL RECONECTADOR PARA SU CARACTERISTICA LENTA.3B 3.0 2A-2B 2.0 1.0 10.1 2.35 SECUENCIA DE OPERACIÓN 1A.45 1.70 1.5 2.
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Entre reconectador y fusible ubicado al lado de la carga
Una buena coordinación se logra cuando el fusible opera después de la característica rápida y antes de la lenta del reconectador. Esto se obtiene teniendo presente el siguiente principio básico. 1.Para todo el rango de corriente de falla de la zona del fusible, el tiempo mínimo de fusión de éste, debe ser mayor que el tiempo de operación del reconectador en su característica rápida, amplificada por un cierto factor. Para todo el rango de corriente de falla de la zona protegida por el fusible, el tiempo máximo de fusión o de apertura, debe ser menor que el tiempo de operación del reconectador en su curva lenta. Si estas curvas pasan muy cerca una de otra, el reconectador deberá dejarse con a lo menos 2 operaciones lentas para asegurar una buena coordinación. TABLA FACTOR "S"
TIPO DE RECONEXIÓN (SEG) SECUENCIA DE OPERACIÓN 1A 0.5 1.0 1.5 2.0 1.3 1.3 1.3 1.3 2A 2.0 1.5 1.5 1.5
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Entre dos desconectadores fusibles.
Este es el caso más simple de coordinación por cuanto sólo se necesita que el fusible del lado carga opere antes que el fusible del lado carga opere antes que le fusible de lado fuente. Para asegurar una positiva coordinación entre ambos fusibles se exige que el 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible del lado fuente sea mayor que el tiempo total de aclaramiento del fusible del lado carga.
COORDINACIÓN ENTRE FUSIBLES TIPO K (CORRIENTE MAXIMA DE CORTOCIRCUITO EN AMPERES) Fusible Lado carga
1-2-3-5 H 6k 8k 10 k 12 k 15 k 20 k 30 K
COORDINACIÓN ENTRE FUSIBLES TIPO SS (CORRIENTE MÁXIMA DE CORTOCIRCUITO EN AMPERES) Fusible Lado carga
155 1,5 55 2 55 3.55 5 55 7 55 10 55 15 55 20 55 25 55 30 55 40 55
FUSIBLE LADO FUENTE
6k 75 8k 165 10 k 190 190 12 k 340 340 260 15 k 475 475 430 350 20 k 650 650 600 560 450 25 k 830 830 800 760 680 530 30 k 1100 1100 1050 1020 970 900 680 40 k 1450 1450 1450 1400 1350 1300 1150 50 k 1850 1850 1800 1800 1750 1700 1600 1200
5 55 130 120 110 80 7 55 260 250 245 230 170 10 55 400 400 400 390 380 280 15 55 650 650 650 650 650 590 470 2055 830 830 830 630 830 790 700 400 2555 980 980 980 980 980 960 900 680 370 3055 1250 1.50 1250 1250 1250 1200 1150 1000 840 550 4055 1700 1700 1700 1700 1700 1700 1650 1550 1450 1300 1000 5055 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2050 2000 1900 1800 1600 1000
PROTECCIONES T/D PROTECCIÓN DE A.T. En el cálculo de las corrientes de cortocircuito para la especificación de las protecciones del transformador, hay que tomar en cuenta que debido al desfase que se produce en las corrientes por la conexión del transformador (normalmente D y 1 ), un cortocircuito bifásico en el lado de baja tensión, se "ve" como un cortocircuito trifásico en una de las fases del lado de alta tensión. Otra consideración que es necesario tomar en cuenta es la operación por corriente de inrush, ya que es importante que la protección de fusibles en alta tensión no opere cuando se conecte o se desconecte el transformador de distribución. Se estima que el efecto de la corriente de inrush se ha reducido en un tiempo de 0,1 seg a un valor inferior a 12 veces la corriente nominal del transformador, de tal modo que la protección de fusible opere en un tiempo mayor. PROTECCIÓN DE B.T. La protección normaliza de baja tensión de los transformadores de distribución se realiza mediante interruptores automáticos termomagnéticos. Los interruptores automáticos se especifican considerando: 1) 2) 3) Tensión adecuada. Corriente nominal al menos igual a la corriente de carga. Capacidad de ruptura del interruptor mayor que el cortocircuito máximo que se puede producir en ese punto.
La corriente máxima de cortocircuito que se puede producir en barras de baja tensión de los transformadores de distribución se calcula mediante la expresión: Icc máx = 25 I nom. (Amp.)
debe reemplazarse el elemento de protección de baja tensión. antes de sustituir el transformador. después de estudiar las sobrecargas admisibles en transformadores de distribución se ha decidido recomendar la operación de éstos. puesto que algunos casos de la red de baja tensión es insuficiente y es preferible considerar como solución dividir la red e instalar dos transformadores de distribución. mediante un régimen de sobrecarga en períodos cortos. no debe reemplazarse. sino que debe permitirse un régimen de sobrecarga. de tal modo que la demanda promedio sea cercana a la nominal y sin que esto signifique pérdida de vida útil apreciable en el transformador. . se procede a revisar las condiciones de la red de baja tensión. cuando un transformador alcanza su régimen de carga nominal. Debido a esta operación antieconómica. Si la demanda del transformador sigue aumentando. por otro que permita dicho régimen de sobrecarga. se ha planteado la necesidad de mejorar el aprovechamiento de los transformadores instalados. Para llevar a efecto este mejor aprovechamiento de los transformadores. bajo ciertas condiciones es posible someterlos a sobrecargas de duración limitada sin comprometer su vida útil. Los transformadores de distribución normalmente trabajan con un nivel de carga entre el 30 y el 40% de su capacidad nominal. Por este motivo. Por lo tanto. aproximadamente en un 25% de su capacidad nominal. sobrecargados por períodos de hasta 24 horas.PROTECCIÓN DE SOBRECARGA PARA LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Si bien los transformadores son diseñados para trabajar con una carga igual o inferior a su capacidad nominal.
Los fusibles deben soportar la corriente transitoria normal de energización y desenergización del banco La corriente de falla máxima en el punto de instalación del banco en el caso de unidades de 150 KVAR no debe ser mayor de 5. La característica de tiempo máximo de aclaramiento del hilo fusible debe coordinarse con las curvas de ruptura del estanque de las unidades de condensadores utilizadas. La selección del fusible se basa en la coordinación entre la curva de probabilidad de ruptura del estanque de los condensadores y la curva de tiempo máximo de aclaramiento del fusible de protección. la condición entre los fusibles del banco y otros fusibles generalmente no presentan problemas..COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Protección de Bancos de condensadores estáticos. - Los bancos de condensadores se protegen con desconectadores fusibles. . sin considerar el hilo fusible usado. Estos fusibles deben ser capaces de detectar cualquier falla en alguna de las unidades que forman el banco de modo que no afecten al sistema y a la vez deben prevenir cualquier daño a las unidades adyacentes. Debido a que un condensador es un elemento estático y representa una carga constante cuando se opera a tensión nominal. Los principios básicos que deben observarse para una adecuada protección de fusibles son: 1) 2) 3) 4) El hilo fusible debe ser capaz de permitir la circulación de hasta un 135% de la corriente nominal del condensador. ef.000 Amp..
MANUAL DE PROYECTOS DE LÍNEAS Y REDES D3 Regulación de Tensión .
5.2.3.6 5.2 5.1 5.4.7 AUMENTANDO NUMERO DE FASES EQUILIBRANDO LAS CARGAS EN LA LÍNEA AUMENTANDO SECCIONES DE CONDUCTORES AUMENTANDO EL VOLTAJE DE SUMINISTRO INSTALANDO CONDENSADORES EN PARALELO INSTALANDO REGULADORES EN LA LÍNEA GENERANDO LOCALMENTE EN HORAS DE BAJO VOLTAJE.- FACTORES CARACTERÍSTICOS DE UN SISTEMA ELECTRICO CAIDA DE TENSIÓN NORMA SOBRE VARIACIÓN DE TENSIÓN CAIDA ACUMULADA Y REGULACIÓN DE TENSIÓN METODO PARA MEJORAR VOLTAJE 5.5 5.D-3 REGULARIZACIÓN DE TENSIÓN 1.3 5. .4 5.
4 FACTOR DE CARGA (Fc) Es la razón entre la energía consumida en un período determinado y la energía que se hubiese consumido al mantener constante la demanda máxima en ese período. D. 1. En la actualidad las medidas de demanda máxima se realizan. med. en un lapso de tiempo definido. . Energía Fc = T * D. Este valor se obtiene integrando las demandas máximas instantáneas. med. en períodos de 15 minutos. Para obtener un factor de carga que sea representativo.3 DEMANDA MÁXIMA (D.) E la relación entre la energía consumida y el período de tiempo en que ésta se consumió. 1.máx. durante un período de tiempo determinado. máx. med.2 DEMANDA MEDIA (D. = Energía T T = período de tiempo durante el cual se registró la energía 1. D.) Es el valor máximo de la potencia solicitada al sistema.máx D. debe considerarse un período de a lo menos un año.1.1. para los efectos de facturación. En baja tensión es la suma de la potencia nominal de los aparatos consumidores de energía eléctrica.1 FACTORES CARACTERÍSTICOS DE UN SISTEMA ELÉCTRICO POTENCIA INSTALADA a) b) En alta tensión es la suma de la potencia de todos los transformadores conectados a la línea.
) Es la razón entre la demanda máxima en un sistema determinado y la potencia instalada en el mismo. D mín. se ah determinado la siguiente relación: Fcp = 0. d máx. a partir de eso. F div.7 FACTOR DE DEMANDA MÍNIMA (F. Inst. Inst.6 FACTOR DE DEMANDA MÁXIMA (F. = Pot.) Es la razón entre la demanda mínima en un sistema determinado y la potencia instalada en el mismo. D máx F d máx = Pot. 1.7 Fc² + 0. . Este factor está estrechamente vinculado al factor de carga ya que ambos dependen de la duración del peak de carga máxima y. F d mín.1. d mín.8 + FACTOR DE DIVERSIDAD (F div.) Es la razón entre las sumas de las demanda máximas individuales de un sistema y la demanda máxima del conjunto. = D máx 1. D máx.3 Fc 1.5 FACTOR DE CARGA DE LAS PERDIDAD (Fcp) Es la relación entre la energía perdida en un perdido determinado y la energía que se hubiese perdido al mantenerse constante la demanda máxima en ese período.9 FACTOR DE COINCIDENCIA (F coi) Es el inverso del factor de diversidad e indica el grado en que las demandas individuales coinciden entre sí. ind. 1.
D mán. = Potencia activa en receptor (Kw) = Potencia reactiva en receptor (KVAR) = Voltaje de receptor (kV) = Voltaje de suministro (kV) Vr .CAIDA DE TENSIÓN Fasorialmente una línea eléctrica cualquiera puede representarse con la siguiente figura: Para efectos prácticos y facilidad de cálculos manuales se deprecia el ángulo θ (que es pequeño para líneas eléctricas cortas).Km. F coi = D. máx. ind.10 Es la relación entre la demanda máxima del sistema y la capacidad del mismo. en términos de potencia: 1 * (Pr * r + Qr * x ) ∆V = donde: ∆V I 1 r Φ Pr Qr Vr Vs = Caída de tensión (volts) = Corriente de línea (amperes) = Longitud de la línea (kilómetros) = Resistencia eléctrica del conductor (ohms/Km) = Ángulo de desfase entre la tensión y la corriente. Este factor indica el grado en que un sistema es utilizado durante un peak de carga y generalmente está referido a la capacidad térmica de los conductores o a la caída de voltaje que depende de los KVA . que cada conductor puede transmitir 2. con lo cual se obtiene que: ∆V = I * 1 * (r * cos Φ + x sen Φ) ó. 1.
3.8 36 48.6 13.2 23 33 44 En baja tensión. no deberán exceder el más o memos 7.5%". las variaciones de tensión respecto a los valores nominales señalados en las tablas 1 y 2. para sistemas de distribución. TABLA Nº 1 TENSIÓN NOMINAL DEL SISTEMA Volts 220/380 500 660 TABLA Nº 2 Tensión máxima de equipos kV 2. .3 Tensión nominal de sistemas kV 2.6 5 7.4 de la norma N SEG 8 E. con voltaje nominal de 220 volts.16 6.n.- NORMA SOBRE VARACIÓN DE TENSIÓN El artículo 4. las variaciones de voltaje deben estar comprendidas entre 204 y 237 volts. 75 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) dice que: "De acuerdo a lo establecido en el artículo 59 del Reglamento de Explotación.2 15 25.75 3.4 3.3 4.
mín.: Normas N SEG 8 E. concepto que puede definirse como "la variación que sufre el voltaje en un punto determinado y en un período de tiempo definido. Por lo anterior. = / V. . ref. = voltaje mínimo en el punto en cuestión registrado durante el período considerado (volts). ac. V ref. V. . define una "banda" en la que debe variar el voltaje. máx. .V. con respecto a un voltaje de referencia". ∆V ac. = voltaje de referencia (volts). ref. La regulación de tensión es insuficiente para determinar si existen problemas de alto o bajo voltaje. . V. máx. ref. 4.V. Reg. V.V. Donde : Reg. = luego: Reg. mín. ref. máx V.ac.mín.máx/ donde: V. mín. V.V. Esta banda de variación representa la regulación de voltaje. mín.ac.n. = V. = regulación de tensión (%) = voltaje máximo en el punto en cuestión registrado durante el período considerado (volts). máx. y so éstos pueden solucionarse con los taps de los transformadores. ∆V. 75. ref.CAÍDA ACUMULADA Y REGULACIÓN DE TENSIÓN La norma SEC mencionada en el punto 3.Ref. * 100 + 100 . es necesario definir lo que se denomina caída acumulada y que representa "la diferencia de voltaje registrada en un punto determinado con respecto al voltaje nominal o de referencia". Dicha caída es variable en el tiempo y tiene dos valores extremos: V.
y la comparación con los taps de los transformadores (-5%.240 11.mín.2 KV 14. + 10%) permitirá establecer si el problema es solucionable por este medio.088 volts De la revisión de la banda de voltajes de entrada se desprende que los voltajes del problema son manejables con el transformador en tap 12.777 23.52 13.60 2.860 13.66 7.312 19.69 16.53 7.200 12.máx. = caída máxima acumulada en un punto determinado con respecto al voltaje normal o de referencia (%).281 -7. (%) ∆Vac.69 16. los transformadores de distribución normalizados permiten manejar los siguientes voltajes extremos.220 13.73 -2.540 11.ac.327 20.657 11. = caída mínima acumulada en un punto determinado con respecto al voltaje normal o de referencia (%).150 23.418 21.1 12.074 10. ∆V.238 21.53 7.000 21. VOLTAJE DE ENTRADA MINIMO MÁXIMO (Volts) (Volts) ∆Vac. +5%.866 12. El signo de estas caídas (+ o -) indica si existen problemas de sobre o bajo voltaje.27 11.700 TRANSFORMADORES DE 13.27 11.52 24.597 22.540 volts.189 4.66 7.850 20.880 EJEMPLO DE SELECCIÓN DEL TAP ADECUADO En un transformador de distribución de un sistema cualquiera se registran las siguientes condiciones: TAP Voltaje máximo Voltaje mínimo : 13.860 volts = 11.491 -7. máx. Con esa modificación se registrarían los siguientes voltajes en baja tensión: . manteniendo en baja tensión la banda establecida por SEC. mín.60 2. Aplicando los conceptos anteriores.200 volts : 225 volts : 194 volts = 12.ac.10 20.73 -2. (%) TAP (Volts) TRANSFORMADORES DE 23 KV 24.543 12.10 20.296 18.∆V.
disminuyendo así la caída de voltaje. dos efectos principales: Ø Reduce la regulación de tensión Ø Evita el peligro de sobrecarga excesiva en alguna de las fases de equipos reguladores.Voltaje máximo = 237 volts Voltaje mínimo = 204 volts.3 AUMENTANDO LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES El aumento en la sección de los conductores significa disminuir la impedancia de la línea. Este es uno de los métodos más caros para mejorar voltaje y generalmente está restringido a proyectos con planificación a largo plazo.- MÉTODOS PARA MEJORAR VOLTAJE 5.2 EQUILIBRANDO LAS CARGAS EN LA LÍNEA Un buen equilibrio de las cargas a lo largo de una línea tiene.4 AUMENTANDO EL VOLTAJE DE SUMINISTRO . 5. 5. desde l punto de vista voltajes. la caída de tensión es: P ∆V1f = * 2 * 1 * (r cos ∅ + x sen ∅) Vf y servida con una línea trifásica: ∆V3f luego: ∆V1f (%) (%) = P = * 1 * (r cos ∅ + x sen ∅) 3 * Vf ∆V3f 6 5. 5.1 AUMENTANDO EL NUMERO DE FASES Para una carga P servida con una línea monofásica.
cargas.Al aumentar el voltaje de entrada a una línea. INSTALANDO REGULADORES EN LA LINEA Este es uno de los métodos más usados para mejorar voltaje. ya que permite un efectivo control sobre la banda de regulación. Si esto no ocurre debe conectarse el grupo local en paralelo con el sistema. en base a petróleo y por ello implica un alto costo. Esto significa desconectar del Sistema Central la carga en cuestión. Lo anterior puede realizarse sólo cuando la generación local es suficiente para cubrir las necesidades de la carga. Este método de mejorar voltaje está orientado a solucionar problemas puntuales y no permanentes. etc. un estudio eléctrico complejo y que esté basado en datos reales (distancias.7 GENERANDO LOCALMENTE EN HORAS DE BAJO VOLTAJE Este método consiste en eliminar la longitud "1" de la línea cambiando el punto de suministro al receptor. generalmente. la corriente disminuye en ra<ón inversa provocando una importante reducción en la caída de tensión. reduciendo así prácticamente a cero la caída de tensión. previamente. 5. . De esa forma se determinará el tipo de regulador y el punto de instalación más adecuado. tipo de conductores. También este es un método que tiene u alto costo y por ello se usa en estudios planificados a largo plazo. 5. Para instalar un regulador de voltaje debe efectuarse. El efecto que producen es el de elevar o disminuir el voltaje desde el punto de instalación hacia la carga.5.) del alimentador o línea en cuestión. puesto que la generación local es.
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