PDF - Tesis Condados de Santa Rosa Distribución Electrica Subterranea 23-KV

UNIVERSIDAD TÉCNICA LATINOAMERICANA

“ANÁLISIS Y PROPUESTA DE REMODELACIÓN DEL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEO EN MEDIA TENSIÓN-23 kV. EN RESIDENCIAL

CONDADOS DE SANTA ROSA UBICADO: 14 AVENIDA NORTE, CIUDAD SANTA

TECLA DEPARTAMENTO LA LIBERTAD”

PARA OPTAR AL GRADO DE INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTAN:

CÉSAR HUMBERTO ARGUETA MARTÍNEZ

OSWALDO ANGELÍN MANCIA SANDOVAL

GERMAN ANTONIO VÁSQUEZ REYES

SANTA TECLA, DICIEMBRE 2013

AUTORIDADES UNIVERSITARIAS

RECTOR:

ING. ROSENDO MAURICIO SEREMEÑO PALACIOS

VICE-RECTOR:

ING. FRANCISCO ALFREDO CARRILLO LARREYNAGA

SECRETARIO GENERAL:

ING. ROOSEVELT ADOLFO OSORIO

DECANO DE LA FACULTAD DE INGENIERIA:

ING. RENE EDUARDO CUELLAR

ASESOR DEL DOCUMENTO DE TESIS:

ING. ERICK MAURICIO RODRÍGUEZ AYALA

SANTA TECLA, DICIEMBRE 2013

César Humberto Argueta Martínez.

Agradecimientos.

A DIOS: Por iluminarme y cada día permitirme la oportunidad de estudiar y darme fuerza

para no desistir y perseverar hasta el final, no dejándome solo en ningún momento de mi

vida privada y profesional, gracias a él, por la sabiduría y la inteligencia que me ha

proporcionado.

A MI FAMILIA: Adolfo Antonio Rivera y Milagro Martínez (Abuelos) y María Teresa

Rivera (Tía) que me dieron lo que necesite en mi inocencia que siempre hicieron su mejor

esfuerzo para apoyarme en lo necesario, mostrándome el mejor camino de la vida y dándome

el amor como padres.

A MI HERMANO: Javier Argueta, por su apoyo incondicional, dándome su amor como un

gran hermano y amigo que le escucha cuando más se necesita y no sabes que hacer.

A MI AMADA ESPOSA: Raquel Salguero, por su esfuerzo en ayudarme en lo más posible,

por darme ánimos cuando todo se ve perdido, por darme esa motivación tan positiva, por ser

un gran apoyo en todo y ser el complemento y amor de mi vida.

A MI ASESOR: Ing. Erick Sosa, por su apoyo y comprensión, y por estar siempre presente

cuando lo necesitamos, aplicando siempre su profesionalismo, Así a todos los catedráticos

que de manera directa o indirecta nos apoyaron en el desarrollo profesional.

Oswaldo Angelín Mancia.

Agradecimientos.

Primero y antes que nada, dar gracias a Dios, por estar conmigo en cada paso que doy e

iluminar mi mente y por fortalecerme, así como también el haber puesto en mi camino

personas que me han apoyado durante el periodo de estudio, por la familia tan especial que

tengo y por muchas otras cosas que me hicieron recordar llegar a la meta.

Agradezco A mi padre ANGELÍN CRISÓSTOMO MANCIA a mi madre LUNA

MAGDALENA DEL CARMEN SANDOVAL CALDERON, a mi hermana SULEIMA

ESMID MANCIA SANDOVAL, por el ánimo, apoyo y alegría que me brindo a cada

instante. Nunca olvidaré el gran esfuerzo que realizo por mí, le estaré eternamente

agradecido. Siempre fueron mi inspiración y por eso les agradezco este triunfo, más que mi

triunfo es su triunfo. A quienes les dedico esta tesis.

Quisiera agradecer a los profesionales que me brindaron apoyo moral y técnico: Ing Manuel

Vicente Bardales Espinal, y a cada uno de mis amig@s que han vivido conmigo la

realización de esta tesis y que no necesito nombrar porque tanto ell@s.

German Antonio Vásquez Reyes.

Agradecimientos.

Primero y antes que nada, dar gracias a Dios, por estar conmigo en cada paso que doy e

iluminar mi mente y por fortalecerme, así como también el haber puesto en mi camino

personas que me han apoyado durante el periodo de estudio, por la familia tan especial que

tengo y por muchas otras cosas que me hicieron recordar llegar a la meta.

Agradezco A mi padre GERMAN ANTONIO VÁSQUEZ a mi madre ROSA MARIA DE

LOS ÁNGELES REYES, a mi hermano que Dios lo tenga en su santa gloria JUAN

CARLÓS VÁSQUEZ REYES, por el ánimo, apoyo y alegría que me brindo a cada instante.

Nunca olvidaré el gran esfuerzo que realizo por mí, le estaré eternamente agradecido.

Siempre fueron mi inspiración y por eso les agradezco este triunfo, más que mi triunfo es su

triunfo. a KARINA GRACIELA BONILLA DE SÁNCHEZ por el apoyo incondicional que

siempre a brindado, a RIGOBERTO HERNÁNDEZ, a los esposos ARQ. PATRICIA DE

REINOSA y el ARQ. RICARDO REINOSA por alentarme a seguir adelante cada día Y por

supuesto, nunca olvidaré el apoyo incondicional y desinteresado de SUSANA ESTEFANY

LÓPEZ MIRANDA, a quienes les dedico esta tesis.

Quisiera agradecer a los profesionales que me brindaron apoyo moral y técnico: Arq.

Gustavo Tanchez, Ing. Iris Recinos, y a cada uno de mis amig@s que han vivido conmigo la

realización de esta tesis y que no necesito nombrar.

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN.

OBJETIVOS.

Objetivo General.

Objetivo Específicos.

JUSTIFICACIÓN

ALCANCES LIMITACIONES Y DELIMITACIONES

CAPÍTULO I

1 Generalidades de Los Sistemas Eléctricos Subterráneos. 6

1.1 Trámites Previos a Instituciones Correspondientes para Aprobación de un

Proyecto Residencial. 6

1.2 Criterios de Diseño Para Los Sistemas de Distribución Subterráneo. 7

1.3 Configuraciones para Sistemas de Distribución Subterráneo. 8

1.3.1 Configuración Radial. 8

1.3.2 Configuración Anillo. 10

1.4 Componentes de un Sistema de Distribución Subterránea. 11

1.5 Cable Primario Subterráneo. 12

1.5.1 Designación del Tamaño del Conductor. 15

1.5.2 Materiales de Los Conductores . 16

1.5.2.1 Temple del Conductor. 18

1.5.2.2 Aleación del Conductor. 19

1.5.3 Configuración del Conductor. 19

1.6 Tipos de Cable. 22

1.6.1 Unipolares. 23

1.6.2 Bipolares. 23

1.6.3 Tripolares. 24

1.6.4 Tetrapolares. 25

1.6.5 Aislamiento Permitido para Cable Secundario y Acometidas Domiciliares. 25

1.7 Ducteria. 26

1.7.1 Diseño de un Sistema de Ducteria. 26

1.7.2 Ducteria Directamente Enterrada. 27

1.7.3 Tipos de Ducteria. 29

1.7.4 Ducteria PVC. 29

1.7.5 Ducteria Rígida. 29

1.7.6 Ductos PVC y Tubos Conduit Galvanizados. 30

1.8 Obra Civil. 31

1.8.1 Obra Civil para Instalación de Ductos, Intervención de Vías Públicas. 32

1.8.1.1 Pozo de Registro Primario de Paso “PP”. 33

1.8.1.2 Pozo de Registro Primario Tipo “P”. 34

1.8.1.3 Pozo de Registro Primario y Secundario “PS”. 35

1.8.1.4 Pozos de Registro Tipo “T” Para Transformador Tipo Pedestal. 36

1.8.1.5 Pozo de Registro Secundario Tipo “S”. 40

1.8.2 Tapaderas Metálicas para Pozos de Registro. 41

1.8.3 Zanja. 42

1.8.3.1 Trazo de Zanja Primaria. 42

1.8.3.2 Trazo de Zanja (Primaria - Secundaria). 43

1.8.3.3 Trazo de Zanja Secundaria. 44

1.8.3.4 Trazo de Zanja para Acometidas Domiciliares. 45

1.9 Equipo Pedestal. 46

1.9.1 Transformador Monofásico Tipo Pedestal. 47

1.9.2 Transformador Trifásico Tipo Pedestal. 48

1.9.3 Frente Vivo. 49

1.9.4 Frente Muerto. 49

1.9.5 Elementos Comunes Para Transformadores Tipo Pedestal. 50

1.9.6 Recinto. 51

1.9.7 Mantenimiento. 52

1.9.8 Grado de La Temperatura. 52

1.9.9 Equipos Seccionamiento para Sistema Subterráneo. 53

1.9.9.1 Propósito de Seccionamiento. 54

1.9.9.2 Contener Los Daños de Falla. 54

1.9.9.3 Maximizar La Confiabilidad del Sistema y Calidad de la Energía. 55

1.10 Montaje de Transformadores . 55

1.10.1. Almohadilla Tipo Caja. 56

1.11 Empalmes y Terminales. 57

1.11.1 Empalmes. 58

1.11.2 Camisas de Empalme para Cables Primarios. 59

1.11.3 Camisas de Empalme para Cables Secundarios. 61

1.11.4 Terminales Cable. 62

1.11.4.1 Terminales de Potencia. 63

1.11.4.2 Aplicaciones para Conectores Tipo Codo. 64

1.11.4.3 Conector Aislado Tipo Codo (Dead-Break). 65

1.11.4.4 Conector Aislado Tipo Codo (Load-Break). 66

1.11.4.5 Conectores Múltiples. 67

1.11.4.6 Buses Secundarios. 68

1.12 Sistemas de Puesta a Tierra. 68

1.12.1 Pararrayos de Tipo Frente Muerto. 69

1.13 Ventajas y Desventajas de Los Sistemas de Distribución Subterráneo. 72

1.13.1 Indicadores de Falla. 73

1.13.2 Análisis de Falla en Los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica. 74

1.13.3 Fallas en Sistemas Distribución Aéreos. 74

1.13.4 Fallas en Sistemas Distribución Subterráneos. 74

1.14 La Ferroresonancia. 75

1.14.1 Efectos de La Ferrorresonancia 76

CAPÍTULO II

2 Análisis De Sistema de Distribución Subterráneo de La Residencial Condados

de Santa Rosa. 78

2.1 Descripción Técnica Red Subterránea Primaria y Secundaria del Residencial

Condados de Santa Rosa Fase I. 80

2.1.1 Acometida Subterránea de Media Tensión 80

2.1.2 Pozos de Registro. 83

2.1.3 Tapaderas de Pozo. 88

2.1.4 Tubería para Cable Primario y Secundario. 90

2.1.5 Conectores Múltiples (Point Juntion). 92

2.1.6 Transformadores. 95

2.1.7 Bases de Concreto para Transformador Pad-mounted. 98

2.1.8 Boquilla Tipo Inserto. 99

2.1.9 Conectores Aislados Tipo Codo. 99

2.1.10 Pararrayo Tipo Codo. 100

2.1.11 Cable Primario. 101

2.1.12 Cable Secundario 103

2.1.13 Red de Tierra. 104

2.1.14 Buses Secundarios y Cajas Secundaria Tipo Pedestal 106

2.1.15 Análisis de los transformadores de 25 50 75 100 kVA 108

CAPITULO III.

3 Propuestas de Remodelación Sistema de Distribución Subterráneo Residencial

Condados de Santa Rosa Fase 1. 121

3.1 Nueva Configuración DS 121

3.2 Interruptor de Distribución Subterráneo. 122

3.3 Propuesta De Pozos Primario o Secundario. 125

3.4 Gabinetes de Seccionamiento Monofásicos y Trifásicos. 126

3.5 Almohadillas para Transformadores. 128

3.6 Boquilla de Inserto Doble. 130

3.7 Aislamiento Permitido. . 131

3.8 Pedestales Secundarios. 131

3.9 Criterios Técnicos para Tomar en Cuenta para Sistema de Distribución

Subterraneo. 133

3.9.1 Transformador Tipo Pedestal. 133

3.9.2 Ductos. 133

3.9.3 Pozosde Registro. 135

3.9.4 Cuadro comparativo de los equipos que se necesitan modificar o agregar

en la Fase I. 136

3.9.5 Logística y Trámites Necesarios para Entregar El Proyecto a La

Distribuidora de Electricidad. 139

3.9.6 Existe una Regulación de Parte de La SIGET. 139

3.9.7 Predicción para Que El Equipo Instalado Actualmente Pueda Fallar. 140

Bibliografía. 141

Páginas Web. 142

Glosario. 143

Anexos. 145

1

INTRODUCCIÓN.

Desde su introducción, los sistemas de distribución subterráneo han demostrado ser muy populares

en general con los consumidores eléctricos. Al inicio este tipo de sistema se consideró con un alto

costo y los materiales utilizados en los equipos presentaron fallas, lo cual hizo pensar que este tipo

de sistema no tendría aceptación en el mercado de la electricidad. Pero con el tiempo, el uso de

nuevas herramientas, nuevos descubrimientos y el avance tecnológico esto fue superado

rápidamente logrando hoy en día una muy buena aceptación, entre los consultores, diseñadores y

constructores de líneas de energía de eléctrica ya que ofrecen muchas ventajas. Parte de esto se debe

al menor número de fallas debido que los cables subterráneos son, inmunes a las descargas

atmosféricas directas y se pueden proteger de los transitorios que se originan en las líneas aéreas

dando mayor seguridad. Una de las principales aplicaciones de este tipo de sistema es en el área

residencial, comercial e industrial. También es utilizado en subestaciones de potencia y/o

distribución.

En el siguiente proyecto de tesis se da a conocer el Análisis y Propuesta de Remodelación del

Sistema de Distribución Subterránea en Media Tensión 23 kV en Residencial Condados de Santa

Rosa fase I, formulando proyectos, que tengan requerimientos estandarizados para sistemas

subterráneos de suministros de energía eléctrica, cuya aplicación asegure un servicio adecuado

tomando en cuenta las normas de seguridad involucradas en la construcción, mantenimiento y

operación de los sistemas subterráneos.

2

OBJETIVOS.

Objetivo General.

Analizar los dispositivos o componentes eléctricos, las protecciones para los equipos de

distribución, configuración del sistema de distribución subterráneo en media tensión - 23 kV.

En Residencial Condados de Santa Rosa Fase I, proponer y recomendar una remodelación de

dispositivos tomando como referencia equipos existentes en el mercado y que pueda funcionar

bajo normas el sistema eléctrico subterráneo.

Objetivos Específicos.

Conocer los conceptos y componentes básicos de un sistema de distribución subterráneo en

media tensión.

Implementar los parámetros fundamentales de diseño y construcción de los sistemas de

distribución subterráneo.

Utilizar los elementos encontrados en el análisis para correcciones y directrices en el proyecto

subterráneo eléctrico actual y otros.

Que esta tesis sirva de guía a los profesionales que diseñen, supervisen y ejecuten proyectos de

distribución eléctrica subterránea.

3

JUSTIFICACIÓN.

En todo el entorno que comprende la distribución eléctrica de media tensión de tipo subterránea en

El Salvador muy poco se ha tratado de abordar el tema de tipo didáctico y se cuenta con

información que puede variar dependiendo de la distribuidora o ente que lo haya publicado, pero la

problemática es que no hay mucha información sobre cómo desarrollar proyectos eléctricos

subterráneos y a causa de esto en campo se ha ido desarrollando el diseño y la implementación a

prueba y error; esto a pesar que actualmente se tiene un gran interés en desarrollar proyectos

habitacionales con distribución eléctrica subterránea y cada vez son más los proyectos que se están

desarrollando con esta modalidad, sobre todo en lugares que presenten fenómenos atmosféricos que

complican las líneas aéreas y proyectos residenciales de alta plusvalía donde el aspecto estético y

visual son de suma importancia.

Los sistemas dedicados a distribución eléctrica subterránea son mucho más costosos que la

distribución eléctrica aérea pero con la gran diferencia que estos no causan el peligro o accidentes

que generalmente se tienen con la distribución eléctrica aérea para las personas y daños materiales

que se generan, la distribución eléctrica subterránea tiene el menor impacto visual en el entorno que

rodea (alta densidad urbana). Por consecuencia su confiabilidad y vida útil aumenta

considerablemente.

Por otra parte el proyecto de Condados de Santa Rosa afronta la necesidad de superar una serie de

problemáticas que han surgido a medida que el proyecto ha sido desarrollado y que aún falta por

desarrollar más etapas, en las que se pretenderá superar y maximizar los recursos disponibles e

integrando las nuevas tecnologías con las ya existentes y poder utilizar los recursos con los que se

cuenta y disminuir el tiempo de interrupción al usuario.

Es necesario sentar las bases en normas técnicas ya reguladas por la SIGET y a las que se apegan

las distribuidoras para dejar las recomendaciones necesarias del equipo, material y remodelación en

el diseño para las futuras investigaciones y estudios en dicho proyecto. Para tal efecto el análisis

que se realizará resultará ideal, para actualizar la distribución subterránea.

El área en que se ubica el proyecto cuenta con una topografía levemente rustico para la

ubicación de equipos Eléctricos Subterráneos

Por requerimientos estéticos definidos por la empresa constructora dada la alta plusvalía del

proyecto.

4

Por dificultades para cumplir con los libramientos mínimos.

Por evitar vandalismo y robo.

Esta tesis pretende cumplir con todos los aspectos referidos a la Normas Técnicas De Diseño

Seguridad y Operaciones Las Instalaciones De Distribución Eléctrica Acuerdo N° 29-E-2000

emitido por SIGET (Capitulo 4 Normas de Diseño Líneas Subterráneas), NEC: (Código Eléctrico

Nacional) por sus siglas en ingles National Electric Code, ANSI: (Instituto Nacional Americano de

Normas) por sus siglas en ingles American National Standards Institute, NESC: (Código Eléctrico

Nacional de Seguridad) por sus siglas en inglés National Electrical Safety Code, NESC: Sección 3

Normas de seguridad para la instalación y mantenimiento de líneas subterráneas, norma Canadiense

CSA C22.3 No 7-94.

5

DELIMITACION TEMPORAL Y ESPACIAL.

DELIMITACION TEMPORAL.

Esta tesis su fase de investigación se desarrollo entre febrero y noviembre del año 2013

DELIMITACION ESPACIAL.

El desarrollo de esta tesis se basó precisamente en la Fase uno de la Residencial Condados

de Santa Rosa ubicado en la 14 Av norte, en la ciudad de Santa Tecla departamento de La

Libertad

ALCANCES Y LIMITACIONES.

ALCANCES.

El presente documento de tesis tiene como finalidad analizar la red de la Residencial

Condados de Santa Rosa Fase I, de distribución subterránea para determinar que cumpla

con los requerimientos mínimos que establecen las normas de este país, e identificar los

problemas que se están generando y recomendar equipo adecuado para solucionar de forma

técnica dichos problemas.

LIMITACIONES.

Una de las limitaciones es que el país existe muy poca información sobre sistema de

distribución e instalaciones subterráneas, además son limitadas las normas en referencia a

las instalaciones y exigencia de líneas subterráneas El Salvador.

La mayoría de productos para las instalaciones subterráneas deben ser exportados debido a

la baja demanda de ese tipo de equipos en El Salvador.

6

Capítulo I.

1. Generalidades de Los Sistemas Eléctricos Subterráneos.

En los sistemas de distribución de energía eléctrica existente principalmente dos tipos aéreos y

subterráneos nos centraremos en el estudio sistemas de distribución energía eléctrica subterráneos.

Abarcaremos aspectos generales de diseño y criterios a tomar en cuenta para formular proyectos

residenciales con sistemas eléctricos subterráneos.

1.1. Trámites Previos a Instituciones Correspondientes para Aprobación de Un Proyecto

Residencial.

Todo profesional, titular de empresa, persona natural dedicado al rubro de parcelaciones,

lotificaciones, urbanizaciones y construcción deberá iniciar sus trámites de aprobación con la

entidad correspondiente del municipio en el caso de Santa Tecla se debe tramitar con Oficina de

Planificación del Área Metropolitana de San Salvador (OPAMS), en la cual deberá tramitar:

Factibilidad de Proyectos: En esta etapa el profesional en la rama deberá presentar planos

topográficos con la distribución de lotes, orientación de calles y avenidas, documentos del

inmueble así como del propietario para que la institución pueda darle las directrices necesarias

de línea de construcción, calificación de lugar, factibilidad de drenajes de aguas lluvias,

revisión vial y zonificación.

Permiso de Urbanización: En esta etapa el profesional presentara un juego de planos que

contengan diseño arquitectónico si el proyecto lo amerita, hidráulico, estructural y eléctricos.

En los cuales ya estarán avalados por el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales

(MARN), El Ministerio de Salud Pública y Asistencia Social (MSPAS), Administración

Nacional de Acueductos y Alcantarillados (ANDA), Todo esto deberá apoyarse en la Ley de

Urbanismo Construcción del Viceministerio de Vivienda (VMVDU), y las recomendaciones

que se dan a la respuesta de la factibilidad de proyectos.

Recepción de Urbanización: En esta etapa el profesional podrá tramitar dicho trámite hasta que

la urbanización este ya terminada en un 90% que esto implicaría calles, avenidas casetas de

vigilancia, servicios básicos terminados (agua, energía eléctrica, aguas lluvias y aguas negras),

tipos de casa construidos. La institución correspondiente (OPAMS), hará una visita de campo

7

con los planos aprobados en el permiso de construcción para dar fe que lo que está en campo es

conforme a lo que está en planos aprobados.

Todos los tramites antes mencionados son requeridos por la ley para que puedan optar a una

escritura de propiedad y de la misma forma el urbanizador pueda inscribir cada lote al Centro

Nacional de Registro (CNR), para que esta les pueda generar escritura de propiedad a cada lote.

1.2. Criterios de Diseño para Los Sistemas de Distribución Subterráneo.

En la formulación de diseño de un proyecto de Urbanización se debe tomar en cuenta aspectos más

importantes, como:

Estructurales: deberá construirse obras adecuadas cuando cortes o rellenos mayores de un

metro de altura entre lotes y/o colindancia o cuando la diferencia de elevación haga necesario el

uso de tales obras, conformación de taludes y/o muros de protección, para tales obras tomara

parámetros que se darán en el estudio de suelos e hidrológico, vías vehiculares, respetando lo

establecido por la institución correspondiente y por la Ley de Urbanismo y Construcción.

Hidráulicos: deberá tomar en cuenta cualquier caudal que llegue al terreno en forma natural, de

las propiedades colindantes, pues el drenaje de aguas lluvias deberá tener la capacidad de

recolectar las aguas del proyecto más las aguas de áreas aledañas y será obligación de los

profesionales el buen funcionamiento de sistema. Deberá presentar estudio hidrológico si la

institución competente lo solicitara, los diseños de sistemas de agua potable y la disposición de

aguas negras se efectuaran de conformidad a las normas que establece la Administración

Nacional de Acueductos y alcantarillados (ANDA).

Arquitectónico: deberá tomar en cuenta la topografía del inmueble para definir los diseños de

centros comerciales, edificaciones habitacionales, distribución de lotes, parqueos en centros

comerciales el profesional debe apegar su diseño con requerimientos mínimo de La ley de

Urbanismo y Construcción.

8

Eléctricos: Los diseños de suministro de Energía Eléctrica y Alumbrado Público en las vías del

proyecto se efectuarán de conformidad a las normas que establecen las Distribuidoras de

Energía Eléctrica correspondiente de conformidad a lo relativo a Parcelaciones y

Urbanizaciones Habitacionales.

Nota: para este ítem OPAMS, VMVDU, OPVSA y OPAMUR, todas las instituciones

encargadas de dar licencias de permisos de construcción, parcelación y urbanización, se apoyan

en la Ley de Urbanismo Y Construcción, está a su vez en los art. 95 que se estipula que deberá

tramitar la aprobación del diseño a la entidad correspondiente y el Art. 96 que designa las

distancias mínimas de entre vías de distribución y la altura que deberá tener.

1.3. Configuraciones para Sistemas de Distribución Subterráneo.

1.3.1. Configuración Radial.

El alimentador radial principal tiene una fuente y suministra potencia a un área de carga a lo largo

de un solo camino. Este alimentador puede servir también varias zonas de carga mediante

derivaciones de tal manera que una falla en cualquier componente de la red produce una

interrupción en todos los servicios.

Más del 80% de toda la distribución a nivel mundial utiliza los sistemas de alimentadores primarios

en conexión radial, pero en la mayoría de los casos el sistema de alimentadores es construido como

una red, que es operada radialmente por interruptores abiertos en puntos estratégicos para imponer

un modelo de flujo radial.

En caso que el alimentador principal tenga una falla los servicios se verán afectados directamente

esto será una reacción en cadena que afectara a todos los consumidores ver Figura 1.1.1

1 Edward S. Thomas. Underground Distribution System Design Guide, National Rural Electric Cooperative Association, EEUU 2008 p7.

9

Figura 1.1. Sistema de Distribución en Configuración Radial.2

Ventajas.

Este tipo de sistema es el más simple.

Económico debido a que es el arreglo que utiliza menor cantidad de equipo.

Desventajas.

Su falta de garantía de servicio.

Son los menos confiables ya que una falla sobre el alimentador primario principal deja a un

número de usuarios fuera de servicios.

2 Edward S. Thomas. Underground Distribution System Design Guide, National Rural Electric Cooperative Association, EEUU 2008 p7.

10

Es posible mejorar la fiabilidad de un sistema radial mediante la instalación de un cable de repuesto

o conducto de reserva. Un sistema de conducto proporciona una protección mecánica limitada. Sin

embargo, se hace disminuir el tiempo de corte, permitiendo reemplazar una sección de cable que se

encuentre dañado por una falla sin realizar una excavación en la superficie de la tierra. Esto ahorra

un tiempo considerable, particularmente cuando la alimentación principal está situado debajo de un

camino o carretera.3

1.3.2. Configuración Anillo.

Es un sistema que permite la transferencia de potencia entre fuentes y cargas por dos trayectorias

diferentes, este diseño aumenta considerablemente la confiabilidad del sistema, debido a que consta

de un sistema de transferencia manual o automático en el momento que se dé una falla, se aísla la

sección con falla sin perturbar las demás partes del sistema no afectadas.

Figura 1.2. Sistema de Distribución con dos Alimentadores Configuración Anillo.4

3 Edward S. Thomas, op. cit. P.9.

4 Imagen Ibid P. 9.

11

Ventajas:

Son los más confiables ya que cada carga se puede alimentar de fuentes de alimentación

diferentes.

Permite la continuidad del servicio en caso de que haya una falla en el alimentador principal.

Desventajas:

Debe de adquirir más equipos de protección para hacer el enlace o transferencia de carga.

1.4. Componentes de un Sistema de Distribución Subterráneo.

En el pasado, algunos sistemas de DS fueron completamente sistemas subterráneos con todos los

componentes situados debajo del suelo. La colocación de transformadores, dispositivos de

seccionamiento e interruptores tenían que instalarse bóvedas subterráneas completamente

enterradas. Dado que el agua se acumula a menudo en estas bóvedas, el equipo tiene que ser

adecuado para el funcionamiento bajo el agua. La humedad también acelera la corrosión de este

equipo y conduce a la falla prematura de los equipos. Este tipo de sistema es muy difícil de operar y

mantener. El mantenimiento y funcionamiento del equipo por lo general requiere de una persona

para entrar en el recinto subterráneo. Si la caja está llena de agua, el agua debe ser bombeada hacia

fuera antes de que alguien entre. Este requisito aumenta el tiempo necesario para acceder a los

equipos y, por lo tanto, también aumenta la duración de cualquier corte. Debido a estos problemas,

un sistema subterráneo total es poco práctico y poco fiable. Un sistema más fiable consiste en

cables subterráneos y equipos tipo pedestal (transformadores, dispositivos de seccionamiento e

interruptores). Un sistema típico DS consiste en cables subterráneos y equipos tipo pedestal según

se muestra la figura.5


12

Figura 1.3. Componentes Sistema de Distribución Subterráneo.6

1.5. Cable Primario Subterráneo.

El cable debe incorporar las características más importante del sistema de una compañía ideal: bajo

costo y una alta confiabilidad. Los principales tipos de cables utilizados en los sistemas eléctricos

rurales para voltajes primarios (15 - a 35-kV) con cables blindados y para voltajes secundarios hasta

(600 Voltios) cables sin blindaje. Para obtener una visión general del diseño del cable, se debe

considerar los componentes del sistema. La atención debería centrarse en el cable de un solo

conductor, ya que es el tipo predominante que se utiliza en los sistemas de distribución rurales y

urbanos. Los voltajes típicos del sistema son 7.6/13.2-kV, 14.4/24.9-kV, y 19.9/34.5-kV con

conexión estrella sólidamente aterrizada. La mayoría de los cables en estos sistemas son de diseño

con neutro concéntrico. Generalmente, los componentes de los cables principales son los siguientes:

Conductor.

Blindaje del Conductor.

6 Imagen Edward S. Thomas, op. cit. P.1.

13

Aislamiento.

Blindaje del Aislamiento.

Neutro Concéntrico.

Cubierta Exterior.

La figura 1.5 muestra la disposición de un diseño de cable subterráneo ampliamente utilizado desde

mediados de 1960 a finales de 1980. Es idéntico en la mayoría de los aspectos al cable en la figura

1.4 excepto que no tiene una cubierta exterior sobre el neutro concéntrico. Se instala como un cable

directamente-enterrado, y la exposición del neutro concéntrico a la tierra circundante proporciona

un excelente sistema de aterrizamiento. Sin embargo, este diseño de cable cayó en desuso debido a

considerables problemas de corrosión. El uso de cable concéntrico con neutro desnudo no está

aprobado por RUS: por sus siglas en inglés (Rural Utility Services) para su uso en los sistemas de

sus prestatarios y esencialmente ha sido descontinuado excepto en los casos en que no existen

condiciones de corrosión y un permiso especial se ha obtenido.

Otro caso especial del cable de media tensión, se ilustra en la figura 1.6. La diferencia principal con

el cable en la figura 1.4 es que el neutro concéntrico es reemplazado por un blindaje longitudinal

corrugado (L.C.) o un blindaje de cinta de cobre se instala un neutro por separado para manejar las

corrientes de retorno. El propósito del blindaje longitudinal corrugado por la cinta es para proveer

un paso para las corrientes capacitivas. La principal ventaja de esta configuración es en circuitos

donde las cargas son relativamente altas (≥ 300 amperios). En las figuras 1.4, 1.5 y 1.6, se detallan

los diferentes tipos de cable subterráneos utilizados en la distribución subterránea primaria.7

Figura 1.4. Cable con Neutro

Concéntrico Con Cubierta.8


8 Imagen Ibid P. 52.

14

Figura 1.5. Cable con Neutro

Concéntrico Desnudo.9

Figura 1.6. Cable Alimentación

con Escudo de (L.C.).10

9 Imagen Edward S. Thomas, op. P. 52.


15

1.5.1. Designaciones Para Tamaño del Conductor.

Las normas estadounidenses utilizan dos sistemas para la designación de tamaño del conductor. El

sistema AWG se utiliza típicamente en los conductores que tienen hasta un diámetro de 0.460

pulgadas (4/0 AWG). El segundo sistema es la designación circular mil, que se utiliza siempre en

conductores mayores al 4/0 AWG. Sin embargo, designación circular mil se puede aplicar a los

conductores menores a 4/0 AWG.11

Características dimensionales de los conductores

AWG Kcmil Área

Diámetro (in)

mm² in²

6* 26.24 13.3 0.0206 0.162

2* 66.36 33.6 0.0521 0.258

1/0* 105.60 53.5 0.0829 0.325

2/0* 133.10 67.4 0.1045 0.365

4/0* 211.60 107.0 0.1662 0.460

250.00** 127.0 0.1967 0.575

350.00** 177.0 0.2749 0.681

500.00** 253.0 0.3927 0.813

750.00** 380.0 0.5891 0.998

1,000.00** 507.0 0.7854 1.152

* Solido

** Cableado

Tabla 1.1. Características Dimensionales de Los Conductores.12

11 Edward S. Thomas, op. cit. P. 53.

12 Tabla Ibid P. 53.

16

El sistema circular mil se basa en la definición de un mil circular (cmil) como el área de un alambre

con un diámetro de un mil (0.001 pulgadas). El área se calcula como se muestra en la ecuación 1.1.

Un cmil es (0.0005)² π o 7.854X 10⁻⁷pulg².

Se deduce que 1000 circular mil o kcmil 1.0 (anteriormente MCM) es igual a 7.854X 10⁻⁴ pulg² en

alambre sólido. Por lo tanto, un cable 4/0 AWG, que tiene un diámetro de 0.460 pulg tiene una

equivalencia circular mil de 211.600 cm y un área de 0.1662 pulg². El AWG y sistemas circulares

MIL ahora se limita al uso en EE.UU. y Canadá. Las denominaciones europeas se basan en

unidades métricas de milímetros cuadrados (mm²). La ecuación 1.1 muestra AWG, mil circulares y

las designaciones métricas para las dimensiones de los conductores más comunes que se utilizan en

los cables de distribución en América del Norte.

Dónde : A= Área pulgadas cuadradas

Π= 3.1416

r= Radio pulgadas cuadradas

Para el Área en kcmil, utilice Radio de 1/1, 000 pulgadas.

Ecuación 1.113

1.5.2. Materiales de Los Conductores

Desde el primer sistema de conductores eléctricos, sólo dos materiales han jugado un papel

importante: el cobre y el aluminio. Estos materiales han aparecido en una variedad de aleaciones,

temples y configuraciones. A finales de 1960, algunas empresas experimentaron brevemente con el

sodio como material conductor; sin embargo, no fue rentable debido a las precauciones especiales

que se requieren durante la instalación y el mantenimiento. El cobre fue el primer material en jugar

un papel importante para la construcción del cable. Con un volumen de resistividad de 1.673 × 10⁻⁷

ohm-metros (ohm-m), en su forma pura (99.99 %) y se comparó que era más favorable que otros

materiales.

13 Ecuación Edward S. Thomas, op. P. 53.

17

Cobre (Cu) Aluminio (Al)

Suave Medio Duro 1/2 Duro

(H14/H24)

3/4 Duro

(H16/H26)

Duro

Suave(H19)

Resistencia a la

tensión nominal —

42-60

ksi 49-67 ksi 15.0-20.0 ksi 17.0-22.0 ksi 24.5-29.0 ksi

Conductividad

(%IACSI) 100 96.7-97.7 97.2 61.00 61.00 61.00

Nota. ksi = miles de libras por pulgada cuadrada

Tabla 1.2. Características Físicas y Eléctricas de Conductores.14

Este material era abundante, y podía ser fabricado más económicamente, sin embargo, con el rápido

desarrollo de la industria del aluminio en la primera mitad del siglo 20, se convirtió más rentable

para aplicaciones en las que el tamaño físico no era crítico. Para sacar provecho de este beneficio

económico, la industria eléctrica desarrollo métodos para superar algunas de las desventajas físicas

del aluminio. Estas desventajas incluyen una mayor susceptibilidad a la fatiga por flexión, la alta

resistividad al óxido en superficiales naturales, y el efecto al flujo del frío.

Por razones económicas, los cables que ahora se utilizan en sistemas subterráneos es

predominantemente el aluminio. El uso de este material da lugar a una mayor área de sección

transversal y consecuentemente mayores dimensiones sobre todos los cable, pero en la mayoría de

los casos los costos adicionales de otros componentes no compensan la ventaja económica del

aluminio. Los conductores de aluminio tienen una resistividad volumétrica de 2.655 × 10⁻⁷ ohm-m.

Comparando esta resistividad con la ya mencionada resistividad del volumen del cobre muestra que,

para una sección de igual área, el aluminio tendrá 1.59 veces más la resistencia que tiene el

conductor de cobre del mismo tamaño. Para simplificar la comparación de diversos conductores, la

industria usa una medida de la conductividad relativa que compara un metal particular con el cobre

endurecido electrolíticamente. Esta medida se refiere al estándar internacional de cobre endurecido.

La resistividad del volumen de cobre endurecido se define como 1.724 × 10⁻⁷ ohm-m a una

14 Tabla Edward S. Thomas, op. cit. P. 54.

18

temperatura de 20 °C (68 °F). Mientras la resistencia del material a la ruptura aumenta, la

conductividad disminuye. Como ejemplo, el cobre endurecido ha experimentado un aumento en su

resistencia a la ruptura por el endurecimiento durante el proceso de su elaboración y su

conductividad se ha reducido a 97.2 % IACS (International Annealed Copper Standard)

En comparación, aluminio 1350H19 tiene una conductividad alrededor del IACS 61 %. La

conductividad más baja es causada principalmente por el alto volumen de resistividad del aluminio

puro enriquecido. Ver la tabla 1.2 para una comparación de los materiales conductores más

utilizados. Debido a la capacidad térmica de los conductores y cables es una función del calor

generado por las pérdidas internas del conductor, el amperaje en los conductores de cobre es de

mayor conductividad en igual tamaño es aproximadamente 1.6 veces con la que coincidencia con

los conductor de aluminio. Por supuesto, otros elementos más significativos determinan la

capacidad de corriente exacta del cable.15

1.5.2.1. Temple del Conductor.

Ambos conductores de cobre y aluminio están disponibles en diferentes temples que designan la

dureza relativa del metal. Considerando que los conductores aéreos han utilizado generalmente

metal más duro para aumentar la tensión a la ruptura y reducir dobleces, los conductores

subterráneos han tenido que usar los de temples más bajos, porque la tensión de ruptura no era

requerida. La mayoría de los cables de potencia han utilizado cobre suavizado por su mayor

flexibilidad. Esta flexibilidad no sólo hace la fabricación más fácil, si no también mejora la

instalación y manipulación, especialmente para cables más grandes.

Las especificaciones aceptadas nacionalmente para conductores eléctricos se encuentran en los

Sociedad Estadunidense para Pruebas y Materiales (ASTM).

Los conductores de cobre están cubiertos por las especificaciones ASTM B-1, B-2 y B-3. Los

conductores de aluminio están cubiertos por la especificación ASTM B-230. Los métodos de

medición de las características más importantes de estos y otros materiales pueden encontrarse en

otros estándares relacionados con las normas ASTM. Los conductores de aluminio utilizados para


19

cable subterráneo se abordan en otras normas ASTM, incluyendo B-231 (conductores colocados

concéntricos) y B-400 (conductores circulares compactos).16

1.5.2.2. Aleación del Conductor.

El aluminio también es designado por un número de aleación. La designación de la aleación deriva

de la descripción de las aleaciones de aluminio de otras aplicaciones donde la característica de alta

resistencia a la ruptura es requerida.

La designación de aleación del aluminio es EC. Anteriormente fue designada como aleación 1350.

El mismo sistema de nomenclatura del aluminio incluye las denominaciones de su temple. Estos se

muestran también en la Tabla 1.2 Por ejemplo, el temple de ¾ de dureza tiene una clasificación de

H16 o H26. La diferencia entre los temples de H16 y H26 es que la aleación del H16 es endurecida

por esfuerzo. La aleación H26 tiene las mismas características generales, pero ha sido parcialmente

templada después del endurecimiento por esfuerzo. Los conductores de cobre son suministrados

casi universalmente como cobre puro. El cobre puro proporciona la más alta conductividad y por lo

tanto, la más alta eficiencia.17

1.5.3. Configuración del Conductor.

Los fabricantes de cable y alambre ofrecen una amplia variedad de configuraciones de conductores,

incluyendo conductores sólidos, en diversos arreglos de cable. Cada configuración tiene sus propias

ventajas. Se deberá seleccionar el cable según el diseño, se debe tener en cuenta todas alternativas y

seleccionar la mejor aplicación en particular.

La configuración más sencilla es el cable sólido. El conductor sólido se prefiere en tamaños

pequeños, debido a su capacidad de protección contra el agua o humedad. Debido a que no hay

vacíos que llenar, no habrá ninguna migración de agua a través del sistema de aislamiento. Tal vez

lo más importante, es que si la humedad penetra en el aislamiento, esta no puede migrar a lo largo

del conductor o a otras áreas del cable. La reducción de penetración de humedad es muy importante


17 Ibid P. 55.

20

en la reducción de los problemas de deterioro del aislamiento tan comunes en los cables

subterráneos. Como es bien conocido, la rigidez del cable aumenta a medida que aumenta el

diámetro del conductor.

Por lo tanto, en algún punto el cable se volverá inmanejable, cuando sea necesario doblarlo en

espacios confinados donde se requiera operar conectores de acción bajo carga. Generalmente se

recomienda bajo estas circunstancias calibre 2/0 AWG. Por encima de ese tamaño, se aconseja

conductores trenzados. Varias opciones de conductores flexibles están disponibles, incluyendo el

concéntrico convencional, cable comprimido y configuraciones compactas. Algunas de éstas se

ilustran en la figura 1.7. La configuración más sencilla es la concéntrica convencional trenzada que

utiliza múltiples capas de alambres circulares. Cada capa de hilos está prevista en la dirección

opuesta.

Las combinaciones predominantes para cable trenzado convencional son: 1 + 6 = 7, 1 + 6 + 12 = 19,

y 1 + 6 + 12 + 18 = 37. Estos se ilustran en figura 1.8. La primera opción, es el concéntrico trenzado

circular, el cual tiene huecos entre las superficies de los hilos individuales. Estos tienen dos efectos

importantes. En primer lugar, para una determinada sección transversal equivalente del conductor,

el diámetro exterior de un cable trenzado será mayor que para un conductor sólido equivalente. En

segundo lugar, los huecos son continuos a lo largo del cable y proporcionan una excelente vía para

la migración de humedad. En el trenzado convencional, el conductor ocupará sólo 76 a 78 por

ciento de la zona delimitada por un círculo dibujado alrededor de la parte exterior del conductor.

Figura 1.7. Configuraciones de Cables Trenzados.18

18 Edward S. Thomas, op. P. 56.

21

El número de hilos de un conductor trenzado concéntrico se define en las normas ASTM. Los

detalles están en las normas ASTM B8 (cobre) y B231 (aluminio). La tabla 1.3 compara las diversas

características del tamaño común del conductor de aluminio.

Figura 1.8 Disposiciones Estándar por Alambre para Conductores Multicapa.19

Clase

Cableado

Numero de

Hilos

Diámetro

Individual

Diámetro

Total Peso

Resistencia

DC

Solido 1 0.4600 0.460 194.7 0.4228

A,AA 7 0.1739 0.522 198.7 0.4311

B 19 0.1055 0.528 198.5 0.4311

C 37 0.0756 0.529 198.5 0.4311

D 61 0.0589 0.530 198.7 0.4311

Tabla 1.3. Configuraciones Conductor de Aluminio 4/0 AWG.20

La segunda opción de trenzado, es el cable comprimido, es una mejora en la disposición del cable

convencional. Esta configuración se lleva a cabo con la elaboración del cable concéntrico circular

trenzado utilizado para comprimir la capa externa de los hilos después de la fabricación (véase la

figura 1.7). El resultado es una reducción en el diámetro y alguna reducción en los espacios de la

19 Imagen Edward S. Thomas, op. P. 56.

20 Tabla Ibid P. 56.

22

capa exterior. Esta configuración también ofrece una suave y casi cilíndrica superficie. El alambre

comprimido, ocupará 81 por ciento a 83 por ciento del área de un círculo que abarca el diámetro

total. El alambre comprimido reduce el diámetro comprendido entre la mitad y tres por ciento. Una

desventaja es cierta pérdida de flexibilidad, porque la capa exterior es ligeramente más rígida. El

tercer tipo de conductor (véase la Figura 1.7) es el diseño redondo compacto. Con este diseño, el

conductor se extrae después de cada capa la cual reduce en gran medida los intersticios en cada

capa y trae la sección transversal metálica hasta un 92 a 94 por ciento. El diámetro del cable se

reduce en aproximadamente nueve por ciento en comparación con la misma área transversal en una

configuración redonda concéntrica.21

1.6. Tipos de Cable.

Los Siguientes aislamientos para cables de distribución primaria se admitirán los siguientes

aislamientos: Sintéticos termoestables XLPE (Cross linked Poliethilene) o EPR (Ethilene Propylene

rubber), para tensiones mayores de 600 V. Todos los cables usados para Media Tensión llevarán

pantalla electrostática. Los de campo eléctrico radial tendrán una cubierta conductora sobre el

aislante de cada conductor. Los de campo no radial una pantalla común sobre el haz multipolar.

Los aislamientos, cubiertas metálicas, pantallas y armaduras estarán protegidos por una cubierta

exterior de PVC o PE.22 Normas indican que el nivel de aislamiento 100 por ciento es satisfactorio

para cualquier sistema que se aplique en la mayoría de las configuraciones de los sistemas

conectados a tierra. Para los configuraciones conectadas en delta o sin conexión a tierra, 133 por

ciento de aislamiento. El cien por ciento grosores de la pared de aislamiento con 175 milésimas de

pulgada (4,4 mm) para 15 kV, 260 milésimas de pulgada (6,6 mm) para 25 kV, y 345 milésimas de

pulgada (8,8 mm) para 35 kV. Estos espesores de aislamiento de pared se especifican en la norma

ANSI / ICEA y se denominan como el nivel de 100 por ciento. La elección del espesor de

aislamiento depende de la conexión del sistema (ya sea delta o en estrella), El espesor de

aislamiento adicional también reducirá el estrés eléctrico por lo tanto, prolonga la vida de cable. Los

calibre aceptados son: No. 2 AWG (33.6 mm2) - 15 kV, No. 1 AWG (42,4 mm2) -25 kV, y 1/0

(53.5 mm2) - 35 kV.


22 SIGET. Normas Tecnicas De Diseño, Seguridad Y Operación De Las Instalaciones De Distribucion Eléctrica, El Salvador, 2000. p. 41.

23

1.6.1. Unipolares.

Los cables unipolares son de un solo conductor de sección circular, como se muestra en la figura

1.9, con el aislamiento circular y los recubrimientos proyectores que sean necesarios, (la corrosión,

deterioros mecánicos, etc.) pueden o no ser armados.23

Figura 1.9. Cable Subterráneo Unipolar.24

1.6.2. Bipolares.

Estos cables se utilizan normalmente en el transporte de energía eléctrica por corriente continua, por

corriente alterna monofásica o bifásica. Están constituidos por dos conductores de sección circular,

con cubierta exterior con sección circular, ver figura 1.10. Estos cables son poco utilizados en la red

de distribución.25

Figura 1.10. Cable Subterráneo Bipolar.26

23 Daniel V. Argota, Luis E. O. Martínez. Fundamentos para La Instalación de Líneas de Distribución Subterráneas en México, Tesis,

México. 2010 p. 29.


25 Idem P. 29.

26 Imagen Idem P. 29.

24

1.6.3. Tripolares.

Estos cables se utilizan normalmente en el transporte de energía eléctrica por corriente alterna

trifásica sin neutro. Los conductores son de sección circular, desplazamiento entre si 120° y la

cubierta es de sección circular (ver figura 1.11a).

También existen los conductores que tienen sección sectorial, siendo la cubierta de sección circular;

para las mismas medidas del cable, el área de conducción es más grande en cable de sección

sectorial (observar figura 1.4b), que el cable de sección circular, por lo que se podría utilizar para la

instalación en los lugares en que el espacio disponible es más pequeño; sin embargo su fabricación

resulta más laboriosa que la de los cables de sección circular y, además se presentan problemas de

tipo eléctrico, ya que los esfuerzos eléctricos a que está sometido el papel aislante son más

elevados, lo que reduce su campo de aplicación hasta 10 kV mientras que los cables de sección

circular admiten tensiones mucho más grandes.

También existen los cables llamados triplomo figura (1.11c) la sección de los conductores es

circular, pero la sección de cubierta exterior es triangular, con los que resulta un ahorro del material

aislante.27

Figura 1.11. Cables subterráneos tripolares28

(a)Conductores con sección transversal sectorial y cubierta circular.

(b)Conductores con sección transversal sectorial y cubierta circular.

(c)Conductores con sección transversal circular y cubierta triangular.

27 Daniel V. Argota, Luis E. O. Martínez, op. cit. P. 29.


25

1.6.4. Tetrapolares.

Estos cables se utilizan normalmente en el transporte de energía eléctrica por corriente alterna

trifásica con neutro. El neutro es de menor sección que los conductores de las fases. Existen dos

tipos de cables tetrapolares el primero es en el que todos los conductores son de sección circular,

con cubierta también de sección circular (figura 1.12a).

El segundo son los que tienen los conductores de fase de sección sectorial y el neutro de sección

circular, bajo cubierta de sección circular como se observa en la figura 1.12b. En las redes trifásicas

con neutro resulta más conveniente la instalación separada del neutro, y con el neutro independiente

los trabajos necesarios para empalmes y operaciones eléctricas se realicen con mayor rapidez y

facilidad.29

Figura 1.12. Cables subterráneos tetrapolares con cubierta circular.30

(a)Conductores de fases con sección circular y neutro de sección transversal circular.

(b) Conductores de fases con sección transversal y neutro de sección circular.

1.6.5. Aislamiento Permitido para Cable Secundario y Acometidas Domiciliares.

La acometida de baja tensión deben ser cables unipolares de cobre con aislamiento sintético

termoplástico PVC o PE, tipo RHH, RHRW o XHHW, para tensiones de hasta 600 V y

temperaturas de operación menores a 90 ºC.



26

Tipo

Aislamiento de

Cable

Calibre del

Conductor Aplicación

Tipo de

Aislamiento de

Cable

Calibre del

Conductor Aplicación

#

#

Cable XHHW

4

Alambrados y

acometidas

domiciliares

Cable RHHW

2/0

Distribución

Secundaria

Subterránea

6

3/0

8

4/0

10

250 MCM

Tabla 1.4.31 Tabla 1.5.32

Calibre y Aislamiento Permitidos Para Sistema De Distribución Subterráneo En Baja Tensión y

Acometidas Domiciliares.33

1.7. Ducteria.

Los tipos y diámetros de ductos que se instalen serán determinados por el tipo de cable a utilizar (ya

que el fabricante recomienda el radio de curvatura máximo para cada tipo y calibre de cable), y/o

nivel de voltaje. El diámetro de cada ducto deberá ser como mínimo de 4” para MT, 2” para BT y 1

1/2” para acometida residencial, lo suficiente para que el cable pueda introducirse sin problemas, el

área transversal libre del ducto no será inferior en ningún caso al 250% del área de total utilizada.34

1.7.1. Diseño de un Sistema de Ducteria.

En algunas situaciones, sistemas de conducto puede ofrecer muchas ventajas sustanciales para las

compañías eléctricas.

31 Tabla DELSUR. Estandar Constructivo de Lineas Eléctricas de Distribución Subterránea, Distribuidora Electrica DELSUR S.A. de

C.V. El Salvador. P. 5.

31 Tabla DELSUR, op. cit. P. 5.

32 Tabla Ibid P.5.

33 Idem.

34 Idem.

27

Principales ventajas de instalación de ductos incluyen lo siguiente:

Protección de los cables contra las excavaciones de maquinaria

Posibilidad de añadir cables a lo largo de la ruta sin hacer excavaciones

Capacidad de sustituir cable sin excavaciones

Desventajas en comparación con directamente enterrado son los siguientes:

Mayor costo inicial

Menor capacidad de corriente para un tamaño de cable dado.35

1.7.2. Ducteria Directamente Enterrada.

Conducto directo enterrado sencillamente se instala en una zanja y se utilizan técnicas de relleno

convencionales. Este enfoque requiere generalmente un conducto más fuerte (cedula 40 o mayor),

pero tiene el menor costo inicial de todos los sistemas de ducto. Instalaciones de ducto directo-

enterrado son utilizadas en cruces de calles, entradas-salidas de pequeñas subestaciones o en los

sistemas de distribución subterráneo el conducto directamente enterrado es particularmente

adecuado cuando solo se necesita protección mecánica mínima y de bajo costo.36


36 Ibid P. 311.

28

Designación de

Conducto Material

Especificaciones Descripción y Aplicaciones

Nema Otras

EB-20 PVC TC-6 ASTM F512, UL

651A Encajonado Enterrado

EB-35 PVC TC-8 ASTM F512 Encajonado Enterrado, Mayor

Resistencia

DB-60 PVC TC-6 ASTM F512 Directamente Enterrado

DB-120 PVC TC-8 ASTM F512 Directamente Enterrado, Mayor

Resistencia

Cedula 40, Tipo II PE Rendimiento Normal

Directamente Enterrado

Cedula 40, Tipo III PVC TC-2 UL 651 Rendimiento Normal Sobre

Suelo

Cedula 80, Tipo IV PVC TC-2 UL 651 Rendimiento Duro, Sobre Suelo

HDPE, Pared Suave HDPE TC-7

ASTM D3035

ASTM D2239

ASTM D2160

Rendimiento Normal


HDPE, Acanalado HDPE TC-7

ASTM D3035

ASTM D2239

ASTM D2160

Rendimiento Normal


HDPE, Corrugado HDPE TC-7

ASTM D3035

ASTM D2239

ASTM D2160

Rendimiento Normal


Tabla1.6. Clasificación de Conducto Plástico.37

37 Tabla Edward S. Thomas, op. cit. P. 314.

29

Tamaño Mínimo

Conducto Diámetro

Interior

TC-6 TC-8 CEDULA

40

CEDULA

80 HPDE 40

EB-20 DB-60 EB-35 DB-120

2” 0.060 0.060 0.060 0.077 0.154 0.218 0.154

3” 0.061 0.092 0.076 0.118 0.216 0.300 0.216

4” 0.082 0.121 0.100 0.154 0.237 0.337 0.237

5” 0.103 0.152 0.126 0.191 0.258 0.375 0.258

6” 0.125 0.182 0.152 0.227 0.280 0.432 0.280

Tabla 1.7. Dimensiones del Conducto de PVC. Espesor Mínimo de Pared.38

1.7.3. Tipos de Ductería.

1.7.4. Tipo PVC.

Un tubo (conduit) no metálico es una canalización corrugada y flexible, de sección transversal

circular, con acoplamientos, conectores y accesorios integrados o asociados, aprobada para la

instalación de conductores eléctricos. Está compuesto de un material resistente a la humedad, a

agentes químicos, a la propagación de la flama. El tubo (conduit) no metálico debe ser pvc, de

polietileno de alto impacto.39

1.7.5. Tipo Rígida.

Los ductos metálicos son ductos de placa metálica con tapa a presión removible, o con bisagras para

alojar y proteger cables eléctricos, en los cuales se instalan los conductores después de haber

instalado el ducto como un sistema completo.40

38 Tabla de Edward S. Thomas, op. cit. P. 314.


40 Ibid P. 88.

30

1.7.6. Ductos PVC y Tubos Conduit Galvanizados.

Se utilizarán ductos de PVC tipo DB-60 ó TDP o tubos conduit galvanizados, según criterio que

adopten las distribuidoras para las diferentes condiciones. Los ductos deben hallarse en perfecto

estado a simple vista, no presentar perforaciones, fisuras, desintegración en escamas, deformaciones

en el sentido del eje del ducto (curvatura) ni en el sentido diametral del ducto (disminución del

diámetro), líneas de falla, signos de maltrato, etc. El extremo de los ductos dentro de las cámaras

debe presentar los bornes redondeados y lisos para evitar que hieran los cables.

Los ductos PVC y la tubería metálica galvanizada cumplirán con las Normas:

NTC-1630: “Plásticos. Tubos y Curvas de Policloruro de Vinilo (PVC) Rígido para Alojar

y Proteger Conductores Subterráneos Eléctricos y Telefónicos”.

NTC-1125: “Determinación de la Resistencia al Impacto de Tubos y Accesorios

Termoplásticos por medio de una Baliza (Peso en Caída)”.

NTC-979: “Plásticos. Tubos y Curvas de PVC Rígido (PVC-U) y Polietileno de Alta

Densidad (PEAD) para Alojar y Proteger Conductores Eléctricos Aislados y Cableado

Telefónico”.

NTC-369: “Plásticos. Compuestos Rígidos de PVC y Compuestos Clorados de PVC,

CPVC”.

NTC-3363: “Plásticos. Tubos y Curvas de PVC Rígido Corrugados con Interior Liso para

Alojar y Proteger Conductores Subterráneos Eléctricos y Telefónicos”.

NTC-169: “Tubería Conduit Metálica Intermedia (MC) de Acero”.

NTC-171: “Tubería Metálica Pesada (RMC) de Acero”.

31

Calibre del conductor (AWG

o kcmil) Tensión (kV)

Ducto para

Canalización Transición

1/0, 2/0, 3/0, 4/0, 250, 300, 350,

500 33 6” 6”

2, 1/0, 2/0, 3/0, 4/0, 250, 300,

350, 500 13.2 4” y 6” 4” y 6”

4, 2, 1/0, 2/0, 3/0, 4/0 0.208 3” y 4” 3” y 4”

6, 4, 2, 1/0 0.208 (Alumbrado

Público) 3” 2” y 3”

Tabla 1.8. Diámetro de Ducto PVC y Tubo Galvanizado.41

El diámetro del ducto PVC o del tubo galvanizado (tabla 1.8) estará determinado por el número y

calibre de los conductores que habrá de alojar, dejándose siempre una superficie libre de, al menos,

el 60% del área de aquellos. Cada ducto o tubo galvanizado sólo podrá contener un alimentador

trifásico, sin perjuicio de que exista capacidad para albergar más conductores. El ducto mínimo a

instalar será de 100 mm (4”) en redes de 13.2 kV; para las redes de 33 kV el diámetro mínimo es de

150 mm (6”) y, en todos los casos incluyendo las redes y acometidas en baja tensión, el número

máximo de conductores no puestos a tierra (fases), por ducto, será (3”). En toda instalación se debe

dejar, como mínimo, un ducto de reserva por cada dos ocupados, y a los de reserva se les colocarán

tapones a la entrada y a la salida para prevenir obstrucciones. No se permiten contactos entre los

ductos para energía eléctrica con los de otros servicios como agua, gas, etc. En lo posible no deberá

haber acercamientos menores a 80 cm.42

1.8. Obra Civil.

En el diseño o selección de pozos y zanjas, hay muchos factores a considerar: él recinto debe estar

estructuralmente adecuado para soportar las cargas. Pozos también deben proporcionar acceso

razonable al sistema con espacio suficiente para tirar y empalmar los cables. También debe

41 Tabla Ingeniería SDL. Redes Subterráneas Empresa de Energía del Quindio. Comité de Gerencia. Marzo de 2011.(Citado Octobre

2013). Disponible en: http:www.edeq.com.co/documentos/NewFolderNormastecnicascapitulos/3-Redes-Subterraneas.pdf. p. 10.

42 Ingeniería SDL, op. cit. P. 10.

32

proporcionar facilidad para montar los cables adecuadamente y permitir suficiente espacio para que

el personal pueda trabajar dentro de los pozos al momento de instalar equipos o para

mantenimiento. La ubicación de los pozos y zanja es una de las primeras cosas a considerar cuando

se diseña en relación con los centros de carga o limites basados al momento de halar el cable. La

ruta de obra civil deberá seguir en lo posible una trayectoria recta y sobre vía pública respetando

las servidumbres todos estos factores facilitara el trabajo al momento de introducir cables en los

ductos entre los extremos. Si es posible, los pozos y zanjas deben estar ubicados fuera de carretera

pavimentada o calles minimizar riesgos.

En el pasado, algunas compañías eléctricas particularmente las que tenían los sistemas de

distribución en zonas urbanas instalaban equipos de seccionamiento en pozos. Sin embargo esta

práctica ya no ce usa ahora los equipos de seccionamiento deben ser montados en plataformas para

ser operados desde a fuera aquí el equipo es más accesible para la operación y mantenimiento.

1.8.1. Obras Civiles para Instalación de Ductos, Intervención de Vías Públicas.

Las profundidades y pendientes de los ductos y las características de las zanjas, para redes

subterráneas de empresas distribuidora deberán ser:

Entre el nivel superior del ducto o banco de ductos y la rasante del terreno 80 cm si se trata

de andenes o jardines; para vías vehiculares la distancia mínima será de 1 m.

Si por causas imprevistas no pudiera lograrse esa distancia, se procederá a aumentar en 10

cm con respecto a lo normalizado el recubrimiento (afirmado), pero en ningún caso la

distancia mínima a la rasante del terreno puede ser inferior a 40 cm.

En terreno plano los ductos se instalarán con una pendiente mínima del 3% hacia las

cámaras respectivas.

La zanja para la canalización de ductos deberá garantizar, en todo caso, un efectivo desagüe

y, además, guardará una distancia de 15 cm a lado y lado de los ductos a instalar.

En terreno quebrado, los ductos no presentarán una pendiente superior al 30%.

Cuando la canalización sea mayor de 1.50 m o, en general, cuando haya posibilidades de

derrumbe, se deben apuntalar (entibar) las paredes y los refuerzos sólo se retirarán después

de que la excavación haya sido rellenada y compactada.

33

Si al hacer la excavación de la zanja, se encuentra en el fondo material de baja calidad

(arcillas expansivas, etc.), se debe extraer éste y sustituirlo por material seleccionado tipo 2.

El fondo de la zanja será uniforme y los ductos descansarán sobre lechos nivelados.

En caso de cruce de calzadas, se deberá dejar como mínimo 4 ductos de 4”; por ninguna

razón menos de 4 ductos.

En ningún caso, los bancos de ductos deberán ser compartidos con tuberías de gas,

comunicaciones o acueducto, en sentido paralelo.

Sin excepción, los bancos de ductos deberán instalarse entre un drenaje de arena de 30 cm,

como mínimo, de ancho; y una altura que garantice el cubrimiento de la totalidad de los

tubos. Para mantener separados los ductos, se colocarán estacas a ambos lados de cada

ducto cada 3 m.

El tendido de los ductos será lo más recto posible; cada que haya cambios de dirección se

deberá construir una cámara.43

1.8.1.1. Pozo de Registro Primario Eléctrico de Paso Tipo “PP”.

Por lo general son los utilizados para el paso de líneas primarias subterráneas. Las dimensiones

mínimas de este tipo de pozo serán 1.00m largo, 1.00m ancho y 1.60m profundidad.44

43 Ingeniería SDL, op. cit. P. 22.

44 DELSUR, op. cit. P. 8.

34

Figura 1.13. Pozo de Registro Tipo “PP”.45

1.8.1.2. Pozo de Registro Primario Tipo “P”.

Por lo general son los utilizados para derivación de líneas primarias en los puntos de entronque de

acometida subterránea en MT en los puntos de derivación en la red para la alimentación de

45 Imagen DELSUR, op. cit. P. 8.

35

transformadores tipo pedestal. Las dimensiones mínimas de este tipo de pozo serán 1.25m largo,

1.25m ancho y 1.80m profundidad.46

Figura 1.14. Pozos de Registro Tipo “P”.47

1.8.1.3. Pozo de Registro Tipo “PS” (Primario-Secundario).

Por lo general son los utilizados para derivación de líneas primarias – secundarias así como para la

conexión de acometidas residenciales y luminarias, estos pozos adicionalmente pueden llevar líneas

46 DELSUR, op. cit. P. 8

47 Ibid P. 10.

36

primarias de paso. Las dimensiones mínimas de este tipo de pozo será 1.00m largo. 1.00m ancho y

1.60m profundidad.48

Figura 1.15. Pozos de Registro Tipo “PS”.49

1.8.1.4. Pozos de Registro Tipo “T” Para Transformador Tipo Pedestal.

Por lo general son utilizados para la instalación de transformadores de distribución tipo pedestal y

paso de líneas primarias, para la distribución de líneas secundarias. Las dimensiones mínimas de

este tipo de pozo serán 1.00m largo. 1.35m ancho y 1.80m profundidad.50



37

Figura 1.16. Pozos de Registro Tipo “T” para Transformador Tipo Pedestal.51


51 Imagen Ibid P.11.

38

Figura 1.17. Sección Transversal Pozos de Registro Tipo “T” para Transformador Tipo Pedestal.52


39

Figura 1.18. Sección Longitudinal Pozos de Registro Tipo “T” para Transformador Tipo Pedestal.53


40

1.8.1.5. Pozo de Registro Secundario Tipo “S”.

Por lo general son los utilizados para derivación de líneas secundarias, es el primer punto al que

llegan los conductores secundarios provenientes de los transformadores de distribución tipo

pedestal para la conexión de acometidas residencial y luminarias. Las dimensiones mínimas de este

tipo de pozo serán 1.00m largo. 1.00m ancho y 1.30m profundidad.54

Figura 1.19. Pozos de Registro Tipo “S”.55



41

1.8.2. Tapaderas Metálicas para Pozos de Registro.

La función principal de las tapaderas metálicas para pozos de registro es la que sella el pozo de una

forma hermética contra la intemperie, su fabricación es a base de ángulo, lamina y varillas de hierro

tipo industrial, este debe presentar algunas características de diseño propias para su función entre

los cuales podemos mencionar su forma tipo prisma para caída de agua con inclinación de 10%,

base de ángulo con acople al pozo, haladera para levantarla y argolla para instalación de candado de

seguridad. En la siguiente figura se muestran algunas de las características mecánicas.56

Figura 1.20. Tapadera Metálica para Pozo de Registro.57



42

1.8.3. Zanja.

El trazo subterráneo tiene un importante costo, ya que los cables subterráneos son más complejos

que los aéreos por el aislamiento, se debe de hacer el trazo y excavación de la zanja para la

colocación de la tubería también en algunos casos se utiliza maquinaria para la realización o en la

mayoría de los casos se utilizan herramientas manuales. Para este caso el trazado será lo más

rectilíneo posible, en paralelo en toda su longitud a las fachadas de las casas de habitación

principales o, en su defecto, a las servidumbres de paso. El trazo de zanjas para cables podrá

realizarse en las formas que se indican a continuación.58

1.8.3.1. Trazo de Zanja Primaria.

Las dimensiones para el trazo de la zanja primaria, será de un mínimo de 1.20 mts de profundidad

con ancho de 0.50 mts sobre el lecho de la zanja se colocará una capa de arena de río o tierra

vegetal de 0.15 mts de espesor sobre la que se colocaran tubería de 4” y sobre ellos una capa del

mismo material compactada al 90%. Sobre esta última capa se colocará una cinta de señalización

indicando la presencia de cables eléctricos subterráneos.59

Figura 1.21. Detalle de

Zanja Primaria.60


59 Ibid P. 5.

60 Imagen Creada AutoCad

43

1.8.3.2. Trazo de Zanja (Primaria - Secundaria).

Las dimensiones para el trazo de la zanja primaria - secundaria, será de un mínimo de 1.20 mts de

profundidad con ancho de 0.50 mts el diámetro de la ducteria para cable primario tendrá como

mínimo 4” sobre ellos una capa de revestimiento de concreto de 0.15 mts. El diámetro de la ducteria

para distribución secundaria tendrá como mínimo 2” sobre ellos una capa de revestimiento de

concreto de 0.10 mts y sobre el lecho de la zanja se colocará una capa de arena de río o tierra

vegetal de 0.80 mts de espesor compactada al 90%. Sobre esta última capa se colocará una cinta de

señalización indicando la presencia de cables eléctricos subterráneos.61

Figura 1.22. Detalle de Zanja (Primaria-Secundaria).62


62 Imagen Creada AutoCad.

44

1.8.3.3. Trazo de Zanja Secundaria.

Las dimensiones para el trazo de la zanja secundaria, será de un mínimo de 0.80 mts de

profundidad con ancho de 0.50 mts. Se colocaran tubería de 2” como mínimo sobre ellos una capa

de revestimiento de concreto de 0.10 mts sobre el lecho de la zanja se colocará una capa de arena de

río o tierra vegetal de 0.70 mts de espesor compactada al 90%. Sobre esta última capa se colocará

una cinta de señalización indicando la presencia de cables eléctricos subterráneos.63

Figura 1.23. Detalle de Zanja Secundaria.64



45

1.8.3.4. Trazo de Zanja para Acometidas Domiciliares.

Las dimensiones para el trazo de la zanja para las acometidas secundaria domiciliar, será de un

mínimo de 0.40 mts de profundidad con ancho de 0.30 mts con tubería de diámetro 1 1/2”. Sobre

ellos una capa de revestimiento de concreto de 0.10 mts sobre el lecho de la zanja se colocará una

capa de arena de río o tierra vegetal de 0.30 mts de espesor compactado al 90%.65

Figura 1.24 Detalle de Zanja Acometidas Domiciliares.66



46

Figura 1.25. Descripción de Espaciamientos de Pozos y Enterramientos de Ductos para Sistemas

Subterráneos Tipo Residencial.67

1.9. Equipo Pedestal.

Los transformadores montados en plataforma son los que más comúnmente se utilizan para servir

las cargas de los sistemas de distribución subterránea. Ofrecen muchas ventajas sobre los

transformadores convencionales, o tipo bóveda.

Instalación: menos costoso para la compra y fáciles de instalar.

Mantenimiento: más fácil de mantener.

Operatividad: Fáciles de encontrar, menos tiempo para abrir y operar.

Carga: Las empresas a menudo asignan límites de carga superiores a los transformadores tipo

pedestal a diferencia de las unidades superficie o bóveda.

Muchos usuarios y proveedores clasifican los transformadores de distribución en dos categorías

principales Aéreo y Subterráneo, transformadores tipo pedestal (Pad-mounted), están incluidos en la

categoría de subterráneo. Los estándares de la IEEE sin embargo, dividen los transformadores de

distribución en tres categorías. Aéreo, Subterráneo y Tipo Pedestal.

Transformadores tipo pedestal se fabrican:

Las unidades monofásicas o trifásicas: Las unidades monofásicas son diseñadas para

transformar una sola fase. Las Unidades trifásicas transforman las tres fases.


47

Unidades tipo Anillo o Radial: Las unidades de tipo anillo tienen la capacidad de terminar con

dos conductores primarios por fase. Mientras las unidades radiales solo pueden terminar con

una sola fase. El primario debe terminar en las unidades tipo radial, pero las unidades tipo bucle

pueden continuar para servir otras unidades.

Unidades de Frente vivo o muerto: Las unidades de Frente vivo tienen los cables primarios

terminados en un cono de tensión soportados por un terminal. Así el primario está expuesto a

partes energizadas. Las unidades de frente muerto utilizan cables primarios que terminan con

conectores aislados separables de alto voltaje. Así que el primario tiene todas sus partes

muertas, no expuestas a partes energizadas.68

1.9.1. Transformador Monofásico Tipo Pedestal.

Los Transformadores monofásicos tipo pedestal se aplican generalmente para servir subdivisiones

residenciales. Los Transformador monofásicos pueden ser conectados de fase a fase o de fase a

tierra. La mayoría de los transformadores se fabrican del tipo frente muerto, tipo lazo con un bus

interno 200 A. El bus es diseñado para permitir y poder continuar alimentando el próximo

transformador. Esto se detalla en C57.12.25 estándar IEEE (ANSI, 1990).69

Figura 1.26. Transformador Monofásico

Tipo Pedestal 50 kVA 14.4/24.9 - 240 /120 V.70

68 Jhon D. McDonald. Electric. Power Substations Engineering Second Edition, Electric Power Engineering Handbook, EEUU 2007 p.

45.

69 Ibid P. 48

70 Imagen del Proyecto

48

1.9.2. Transformador Trifásico Tipo Pedestal.

Los Transformadores trifásicos tipo pedestal se aplican normalmente para alimentar cargas

trifásicas comerciales e industriales de sistemas de distribución subterráneo. Tradicionalmente, han

habido dos estándares internacionales que detallan los requisitos para los transformadores

montados en plataformas una para el frente vivo (ANSI C57.12.22), y otro para el frente muerto

(IEEE C57.12.26). Los dos estándares ahora se han combinado en una sola para todos los montajes

IEEE C57.12.34.71

Figura 1.27. Transformador Trifásico Tipo Pedestal 500 kVA 14.4/24.9 kV - 208 Y/120 V.72

71 Jhon D. McDonald, op. cit. P. 50.


49

1.9.3. Frente Vivo.

Transformadores de frente vivo se especifican como unidades radiales y por lo tanto no vienen con

ningún fusible de protección. El compartimiento del primario está a la izquierda y compartimiento

secundario está a la derecha con una barrera rígida que los separa.

Figura 1.28. Transformador Trifásico Tipo Frente Vivo 300 kVA 14.4/ 24.9 kV - 240 /120 V.73

1.9.4. Frente Muerto.

Ambos Transformadores de pedestal los radiales y los de bucle del tipo frente muerto se detallan en

la norma. La unidad radial tiene tres terminales primarios, colocados horizontalmente. La unidad

tipo bucle tienen seis terminales primarios dispuestos en un patrón de tipo “V”. En ambos el


50

compartimiento del primario está a la izquierda y el compartimiento secundario está a la derecha

con una barrera rígida entre ellos. Para todos los tipos la puerta del secundario se abre primero para

poder abrir la puerta del primario.74

Figura 1.29. Transformador Trifásico Tipo Frente Muerto 2000 kVA 7620/13200 V

480Y/277 V.75

1.9.5. Elementos Comunes para Transformadores Tipo Pedestal.

Protección: La mayoría de los transformadores de distribución incluyen algún tipo de

protección contra sobre corriente. Estos tipos básicamente pueden ser fusibles limitadores

corriente, fusibles tipo bayoneta, o una combinación de los dos.

Conductor Primario: Los transformadores tipo pedestal están diseñados para conectarse a un

sistema de distribución subterráneo que utiliza equipos de 200A. A Menudo el calibre primario



51

es # 2 o 1/0 AWG con conectores tipo codo que reducen la tensión. se recomienda no utilizar

cables más grandes tales como 4/0 con codos de 200 A. Ya que la rigidez adicional del cable

4/0 hace muy difícil evitar la tensión en la interfaz del terminal del codo, llevando a fallas

prematura del codo.

Pedestal: Los pedestales son hechos de varios materiales. El más común es concreto, que puede

ser vertido en el lugar o prefabricado. El concreto es adecuado para cualquier tamaño de

pedestal. Los pedestales para transformadores monofásicos se fabrican con materiales como

fibra de vidrio o hormigón polimérico.76

1.9.6. Recinto.

Existen dos normas que especifican los requisitos para la integridad del recinto para los equipos tipo

pedestal: C57.12.28 (ANSI/NEMA, 1999) para ambientes normales y C57.12.29 (ANSI, 1991) para

ambientes costeros. El tanque y el gabinete del transformador están montados en una plataforma

comúnmente fabricados de acero al carbono suave. Cuando se aplica en zonas corrosivas, tales

como cerca del océano, están hechas comúnmente de acero inoxidable serie 300 o 400. En general,

el acero inoxidable serie 300 supera el acero inoxidable de la serie 400, el cual supera

significativamente al carbón suave de acero en usos corrosivos.77

Figura 1.30. Recinto Para

Transformadores Monofásicos.78


77 Ibid P. 55.

78 Imagen de Proyecto Propio

52

Figura 1.31. Recinto Para Transformador Trifásico.79

1.9.7. Mantenimiento.

El mantenimiento consiste principalmente en mantener el recinto libre de óxido y en buen estado

para que siga siendo resistente a la intromisión, capaz de ser cerrado y enclavado para que resista la

apertura sin autorización.80

1.9.8. Grado de La Temperatura.

Se utilizan los valores de temperatura normal. La clasificación de los kVA se basa en que no exceda

el promedio de la temperatura de la bobina promedio de 65 C y el punto más caliente a 80C sobre

el promedio de la temperatura ambiente de 30C.81

79 Imagen del Proyecto.

80 Jhon D. McDonald, op. cit. P. 55

81 Idem P. 55.

53

1.9.9. Equipos Seccionamiento para Sistema Subterráneo.

El diseño final y el rendimiento continuo y fiable de un sistema de distribución energía eléctrica

dependen de muchos elementos de ingeniería. La coordinación de los dispositivos de protección,

contra sobrecorriente, sobretensión, regulación de voltaje y continuidad del servicio, son sólo

algunos de los elementos que se incorporan. La coordinación de los dispositivos de protección

contra sobrecorriente en los sistemas de distribución subterránea se coordina con los dispositivos

de protección en las partes aéreas de interconexión del sistema.82

Figura 1.32 Circuito de Distribución que Muestra Ubicaciones Típicas de Los Dispositivos de

Seccionamiento83



54

1.9.9.1. Propósito del Seccionamiento.

Limitar la magnitud de los daños y lesiones. Las corrientes generadas por cortocircuito ponen al

sistema en un estrés mecánico y térmico. El estrés mecánico comienza al mismo tiempo que inicia

la corriente de falla y está en su nivel máximo durante los primeros ciclos de la falla asimétrica que

esta al máximo. La capacidad de los componentes del sistema para soportar la tensión mecánica es

principalmente una función del diseño. Donde el máximo disponible excede la capacidad de

resistencia de los componentes del sistema, las únicas soluciones sólo son las siguientes:

Reemplazar los componentes con una unidad de servicio de mayor capacidad.

Modificar la configuración del circuito para reducir la falla máxima disponible.

Utilizar dispositivos limitadores de corriente para reducir la corriente que se genere al momento

de una falla.

El estrés térmico es una función de la energía liberada en un componente del sistema durante una

falla que resulta en la acumulación de calor. La magnitud de la energía implicada es proporcional al

cuadrado de la intensidad multiplicada por el tiempo (I2*t).

El enfoque tradicional para reducir el daño térmico es reducir la cantidad de tiempo que se permite

que una falla dure a través de la cuidadosa selección de los dispositivos de protección y la

configuración del dispositivo. Donde los niveles máximos de falla son tan altos que el tiempo de

funcionamiento del dispositivo de protección debe ser reducido a un intervalo corto, entonces los

dispositivos de limitación de corriente se pueden utilizar para reducir la corriente de defecto y el

tiempo de duración.84

1.9.9.2. Contener Los Daños de Falla.

Uno de los objetivos del equipo de protección es limitar el daño en el sitio real de la falla. A

menudo es imposible o muy difícil de eliminar completamente su ocurrencia. A través del uso de

dispositivos de protección, la magnitud de corriente en defecto y duración de la falla se reducen.

Esto reduce, pero no pueden eliminar, el daño al resto del sistema a través de corrientes de falla. Por

lo tanto, el mayor daño está contenido dentro de la ubicación real de la falla.


55

1.9.9.3. Maximizar La Confiabilidad del Sistema y Calidad de La Energía.

Las pautas siguientes maximizan la fiabilidad del sistema.

Los dispositivos de protección del sistema deben resistir máxima corrientes de falla calculada.

Ubicar y dimensionar los dispositivos de protección de forma que cuando ocurra una falla la

área afectada sea lo más pequeña posible.

Sensibilidad de los dispositivos de protección para que no se activen por fallas transitorias.

Esta norma se aplica principalmente a los sistemas aéreos, debido a que las fallas en los sistemas

subterráneos suelen ser permanentes. Mayor fiabilidad puede lograrse para cargas críticas con el uso

de una transferencia automática. Estos arreglos son caros y requieren dos o más fuentes de energía

independientes.

1.10. Montaje De Transformadores.

El tipo más básico de montaje de equipos es una plataforma plana de concreto. La plataforma plana

proporciona una superficie uniforme para el montaje de equipos y tiene aberturas para Acceso de

los cables primarios y secundarios para su conexión con el equipo tipo pedestal como se muestra en

Figura 1.33 Debido a que esta plataforma se coloca directamente sobre el suelo, hay un espacio

limitado para la colocación de cable de reserva. Sin embargo, este tipo de plataforma es

normalmente suficiente para los transformadores monofásicos.85

Figura 1.33. Plataforma Plana.86



56

1.10.1. Almohadilla Tipo Caja.

La plataforma de caja se coloca sobre la superficie del suelo, típicamente con tres a seis pulgadas,

elevación. Un reborde perimetral soporta el peso del equipo. Debido a que estos materiales tienen

propiedades muy diferentes, se debe seleccionar cuidadosamente el tipo de material adecuado para

la aplicación prevista. El diseño de materiales de la plataforma debe tener la resistencia necesaria

para soportar el peso del equipo. Esto es de particular preocupación, porque todo el peso del equipo

se apoya en los muros exteriores de la plataforma, y es especialmente importante, por ejemplo,

cuando las plataformas de caja se usan para transformadores de 500 kilovoltios amperios (kVA) y

mayores, se debe tener cuidado en asegurar que el fabricante de la calificación de solidez de las

paredes de la plataforma.87

Figura 1.35 Almohadilla Tipo Caja 88



57

Materiales de la Almohadilla.

Los fabricantes ofrecen una variada selección de materiales para las plataformas, incluyendo los

siguientes:

Hormigón reforzado con acero.

Fibra de vidrio reforzada con hormigón.

Fibra de vidrio.

Polietileno.

1.11. Empalmes y Terminales.

Un circuito primario típico de DS comienza en una subestación o de una línea aérea donde hay

transición a un cable subterráneo, se extiende por una estructura por debajo del suelo encontrando

equipos tipo pedestal como: Transformadores monofásicos, trifásicos, mediciones primarias

compactas, equipos de seccionamiento como interruptores de distribución subterránea o

transferencias. Un circuito secundario típico comienza en el transformador de distribución, corre

por debajo suelo encontrado buses secundarios y luego, emerge en las instalaciones del consumidor.

Bajo estándares de (RUS) Rural Electric Service, camisas de empalmes, conectores aislados tipo

codo y terminales de potencia son diseñados para ser instalados en los sistemas de distribución

aprobados y clasificados para 15, 25, o 35 kV. En la actualidad, los estándares de la industria

prevén dos clases de accesorios para cable primarios. Estas clases generales tienen rangos de

corriente continuas de 200 o 600 amperios.

La capacidad conducción de corriente actual, se regirá por el tamaño del conductor del circuito y la

capacidad del interruptor de circuito. Si el sistema DS tiene los calibres de conductor tales como

No. 2 o 1/0 AWG puede utilizar componentes y Accesorio de 200 amperios. Normalmente, los

componentes a 200 amperios se utilizan porque son más económicos y están disponibles con

capacidades de ruptura de carga. Si el circuito llevara cerca de 200 amperios, puede ser preferible

utilizar componentes de 600 amperios porque el componente más grande disipara cualquier

calentamiento en el conductor lo que es deseable, y cubrirá cargas a futuro que puedan superar los

200 amperios. Normalmente, para los componentes de 200 amperios se puede utilizar los

conductores de fase hasta 4/0 AWG trenzado. Los componentes clasificados para 600 amperios

58

deben ser utilizados con calibres de conductor 4/0 AWG trenzado y mayores. Los componentes

nominales de 600 amperios siempre deben ser usados cuando el circuito supera los 200 amperios.

Para circuitos secundarios de 600 Voltios los empalmes y terminales están diseñados para la misma

corriente nominal que el de los cables a los que están conectados.89

1.11.1. Empalmes.

Conjunto de elementos que permiten reconstruir las características de las distintas cubiertas

protectoras del cable conductor.

Conexión: Debe reunir tres características principales:

Garantizar un contacto eléctrico seguro.

La resistencia eléctrica debe ser estable y tan reducida como sea posible.

Características mecánicas deben ser similares a las de los conductores que unan. Para la

realización de esta unión se utilizaran soldadura o prensado.

Según el procedimiento de reconstrucción de los elementos de las distintas cubiertas del cable

se diferencian los siguientes tipos:

Encintados: La reconstrucción del cable, excepto del conductor, se lleva a cabo mediante la

aplicación sucesiva de cintas de distintas característica, adecuadas a su función.

Premoldeados en fabrica: Los encintados se sustituyen por un conjunto de piezas pre

moldeadas que constituyen un “Juego o Kit” de empalme.

Moldeados en el campo: Los componentes se aplican sobre el terreno, utilizando materiales

fluidos (generalmente epóxicos) que se solidifican en moldes adecuados. Se utilizan en

redes de baja tensión.

Termoretráctiles: Los componentes que se aplican sobre los cables a empalmar están

constituidos por materiales que por la acción del calor se contraen. Estas cubiertas tubulares


59

deberán llevar integrados en una sola pieza la pantalla semiconductora interna, el

aislamiento y la pantalla semiconductora externa.

Conectores enchufables: Son empalmes pre moldeados que permiten la unión entre un cable

aislado y un equipo eléctrico u otro cable. Podrán utilizarse en instalaciones que garanticen que

no ocurriría una desconexión accidental.

Derivaciones: Serán permitidas únicamente en redes de distribución secundarias con cables con

aislamiento seco.90

1.11.2 Camisas de Empalme para Cables Primarios.

Camisas de empalmes para los cables primarios subterráneos utilizan conectores permanentes

prensados. Están completamente aislados, blindados y sellados, para ser enterrados directamente

por debajo del suelo cuando el cable primario es directamente enterrado, también puede ser

instalado en bóvedas, y son resistente a las humedades y otras aplicaciones de servicio severo. Las

unidades han sido diseñadas y probadas por IEEE estándar 404. Están disponibles en 2 estilos.

Estilo 1: Utiliza una sola pieza carcasa que es de tamaño para adaptarse a una gama especifica de

cable estilo 1 son ideales para empalmes cable rectos de igual o similar cable. Estilo 2: Incorpora

una carcasa universal con adaptadores de cable por separado para permitir los empalmes de

diferentes tipos y tamaños de cable. Los tipos de diseño de camisas empalmes 600 amperios 200

amperios son similares excepto que los primeros son más grandes en tamaño físico porque

acomodan conductores de mayor diámetro. Algunos fabricantes ofrecen adaptadores de cable donde

permite usar camisas de empalme 600 A para ser usados cables inferiores como los de 200 A.91

90 SIGET, op. cit. P. 42.

91 Underground Distribution System Design Guide 2008

60

Figura 1.36. Camisas de Empalme Para Cable Primario 200/600 A.92

Figura 1.37. Camisa de Empalme Premoldeada para Cable Primario.93

92 Imagen Edward S. Thomas, op. cit. P. 343.


61

1.11.3. Camisas de Empalmes para Cables Secundarios.

Para los nuevos circuitos para sistemas de distribución secundarios, no es generalmente necesario

recurrir a las camisas de empalme en algunos casos, sin embargo los empalmes se utilizan cuando

un cable está dañado. Hay tres tipos básicos de empalme que están vigentes.

Premoldeados: Empalme es el más simple de utilizar consiste en una cubierta moldeada y

tapones de goma que se colocan en los cables antes de colocar en el conductor. El molde no

contiene un cono de tensión, como en el caso de los cables primarios, debido al bajo voltaje de

estrés. la función es evitar la entrada de agua y la corrosión en los conductores de aluminio.

Figura 1.38. Empalme Premoldeado, para Cable Secundario Subterráneo.94

Contracción en frio: el empalme contiene una manga ampliada sobre una base extraíble espiral.

Se extrae el núcleo, permitiendo que la manga se encoja abajo sobre los conductores

empalmados. No es necesario utilizar calor.

Figura 1.39. Empalme en Frio, para Cable Secundario Subterráneo.95


62

Contracción en caliente: Empalme por encogimiento con calor cuenta con una manga de forro

adhesivo que esta encogida hacia abajo sobre los conductores empalmados se debe utilizar una

fuente de calor para que se pueda realizar contracción.

Figura 1.40. Empalme en Caliente, para Cable Secundario Subterráneo.96

Empalme en Manga: Empalme de manga de goma no se contrae hacia abajo, pero se basa en un

ajuste que es deslizado sobre tiras de un sellador que se envuelve en los cables adyacentes a los

extremos del conductor.97

1.11.4. Terminales de Cable.

Terminales: Es el conjunto de elementos que cierran el extremo de un cable, provisto de los

aditamentos necesarios para la conexión del conductor al sistema eléctrico que corresponda.

Los terminales pueden ser:

Clase 1: Caja de cierre hermético, que contiene el cono de alivio, rellena de material aislante y a

la que se acoplan a la boquilla de entrada, los aisladores y los dispositivos de fijación. Pueden

ser trifásicos o monofásicos.



97 Idem.

63

Clase 2: Terminales premoldeada para uso en intemperie, que comprende conos de alivio,

campanas, conector universal y sello para intemperie.

Clase 3: Terminal premoldeada para uso de interiores, consiste básicamente en cono de alivio

premoldeado, diseñado para proveer la distancia de fuga requerida.

El proceso de preparación del cable y su recubrimiento se realizara conforme a lo definido por el

fabricante.98

1.11.4.1. Terminales de Potencia.

Terminales de Potencia para cable primario son dispositivos utilizados para hacer la transición

desde el sistema aire-aislado, tales como líneas aéreas hacia sistema de aislamiento dieléctrico

sólido, como un sistema de distribución subterránea se utiliza para conectar cables primarios a las

líneas aéreas, interruptores y otros equipos aislados por aire. Los terminales para cable primario

incorporan un cono de tensión para controlar el esfuerzo de tensión en el extremo del cable el

diseño evita la entrada de agua en el cable. Los terminales de potencia están disponibles en una sola

pieza o diseños modulares según las especificaciones RUS se permite los siguientes tipos de

terminales de potencia.

Pre moldeado, porcelana, termo retráctil y contracción en frio. Los terminales permiten una

conexión y transición del cable subterráneo a conductores aéreos desnudos y equipos de frente vivo.

Las unidades están diseñadas y clasificadas por IEEE Standard 48. Son diseñados para ser

instalados en los sistemas de distribución aprobados y clasificados para 15, 25, o 35 kV.99

Figura 1.41. Terminales de potencia-25 kV.100

98 SIGET, op. cit. P. 45.



64

Figura 1.42. Terminales de Potencia Monofásicos, Cono de Estrés, Soportes.101

1.11.4.2. Aplicaciones para Conectores Aislados Tipo Codo.

Los conectores tipo codo se utilizan para finalizar con los cables primarios en los equipos tipo

pedestal. También en cajas registro o “pozos” de empalme donde se derivan las líneas de

distribución subterráneas para conectar a los equipos básicamente hay dos tipos de conectores tipo

codos que son permitidos por (RUS) Rural Electric Service.

Uno de estos es llamado conector aislado tipo codo (Dead-break) por que debe conectarse o

desconectarse mientras el circuito este desenergizado. El segundo tipo, puede conectarse o

desconectarse mientras el circuito este energizado. En virtud de elementos incorporados apagando y

extinguiendo el arco.102


102 Ibid P. 347.

65

1.11.4.3. Conector Aislado Tipo Codo (Dead-Break).

Pueden ser utilizados para sistemas de 200 y 600 amperios. Sin embargo (RUS) Rural Electric

Service, no aprueba conectores aislados tipo codo (dead-break) para, 200 amperios pero aprueba

conectores aislados tipo codo (dead-break) para 600 amperios. El extremo del cable debe ser

preparado como una camisa de empalme para insertar el codo. El codo contiene una capa

conductora de blindaje, aislamiento y una capa blindaje-aislamiento. Un conector especial dentro

con el cual el conductor esta prensado; este se conecta a un contacto dentro del codo. Un conector

típico aislado tipo codo (dead-break) se muestra en la figura 1.43. El conector aislado con punto de

prueba a menudo son utilizados para permitir al operador determinar si el circuito esta energizado.

Los codos también tienen un ojo de puesta a tierra para la conexión a tierra de la carcasa. Contiene

un cono de estrés de socorro. Incorpora el sistema de cono de alivio de tensión que se ajusta con

firmeza sobre el aislamiento reduciendo así la tensión de voltaje al final del blindaje de aislamiento

del cable. Debe seguirse las instrucciones del fabricante al momento de preparar el cable para su

inserción en el codo.103

Figura 1.43. Conector Aislado Tipo Codo (Dead-Break).104



66

1.11.4.4. Conector Aislado Tipo Codo (Load-Break).

Se utilizan en circuitos de 200 amperios solamente. Para circuitos de 600 amperios, es necesario

utilizar conector (dead-break) o algún otro medio para abrir el circuito. Conectores aislados tipo

codo (load-break) son utilizados para conectar cable primario con los transformadores, conector

múltiple. El conector aislado tipo codo (load-break) típico se muestra en la figura 1.44. El área de

contacto del conductor contiene un anillo de fijación para evitar que el codo se desplace

rápidamente cuando la carga se interrumpe. La carcasa del codo se construye diferente de la carcasa

con el fin de extinguir un arco durante el desmontaje, durante la interrupción del circuito primario.

Figura 1.44. Conector Aislado Tipo Codo (Load-Break) para Cable Primario.105


67

1.11.4.5. Conectores Múltiples.

Ambos conectores tipo codo 600/200 A se utilizan para seccionamiento, enlace, derivaciones y

empalmes. Las uniones se instalan en los pozos de primarios, bóvedas, transformadores, equipos de

seccionamiento.

Accesorios:

Los Accesorios típicos utilizados Load-Break 200 A se muestran en la figura 1.45

Boquilla de Inserción (bushing insert): sirve para conectar eléctricamente el conector aislado

tipo codo a un transformador, interruptores, y otros dispositivos.

Boquilla Tipo Inserto Doble (Feed-through): este Accesorio se utiliza para hacer derivaciones

primarias, para alimentar a otro transformador cuando estos son de tipo radial o para instalar

pararrayo en cada equipo.

Boquilla Estacionaria (parking bushing): Estos Accesorios pueden utilizarse para convertir un

transformador de alimentación radial para alimentación tipo lazo en sistema monofásico y

trifásico.

Tapón Aislado (Insulating Caps): Tapones aislantes son usados para final o cierre de un

casquillo de inserción, alimentadores, derivaciones.106

Figura 1.45. Accesorios Típicos de

Conectores Tipo Codo 200 A.107



68

1.11.4.6. Buses Secundarios.

Los buses secundarios se instalan en los pozos de registro tipo “PS” y “S”, su función es ser punto

de derivación de líneas secundarias, punto de conexión de acometidas y luminarias, la cantidad de

puntos de conexión varía según requerimientos de conexión.108

Figura 1.46. Buses Secundarios.109

1.12. Sistemas de Puesta a Tierra.

Los sistemas de puestas a tierra son componentes de los sistemas eléctricos, puesto que deben

permitir la conducción hacia al suelo de descargas eléctricas no deseadas, originadas por fallas de

los equipos eléctricos y las producidas por descargas atmosféricas.

Deben poseer una capacidad de dispersión sin que se presenten potenciales peligrosos en la

superficie del suelo que puedan dañar equipos eléctricos y poner en riesgo la seguridad de las

personas


109 Imagen de Proyecto

69

Por razones de seguridad en sistemas subterráneos el blindaje de los cables, la carcasa del equipo,

postes metálicos de iluminación, materiales conductores, y tuberías y resguardos elevados que

encierran líneas de suministro eléctrico deben estar siempre y efectivamente conectados a tierra, al

menos en un punto, con el objetivo de limitar tensiones inducidas al igual que los soportes y tapas

metálicas.110

Funciones de un Sistema de Puestas a Tierra.

Brindar seguridad a las personas.

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

operación de los dispositivos de protección.

Establecer la permanencia, de un potencial de referencia, al estabilizar la tensión eléctrica a

tierra, bajo condiciones normales de operación.

Mejorar la calidad del servicio eléctrico, disipar la corriente asociada a descargas atmosféricas y

limitar las sobre tensiones generadas.111

1.12.1 Pararrayos Tipo Frente Muerto.

Los pararrayos de tipo frente muerto se desarrollaron para resolver el principal problema inherente a

la protección de los circuitos de distribución subterráneo tiene que estar localizados lo más cerca

posible de los equipos tales como:

Transformadores.

Equipos Seccionamiento.

Cables.

Se llaman pararrayos de tipo frente muerto por qué tienen un protector semiconductor con conexión

a tierra se moldea alrededor de los elementos de aislamiento y válvula, los principales materiales


111 Ibid P. 14.

70

utilizados en la fabricación de los pararrayos de frente muerto son: (SiC) carburo de silicio y

(MOV) óxido metálico estos últimos son más eficientes y ofrecen mejores márgenes de protección.

Figura 1.47. Configuración Pararrayo Frente Muerto Tipo Codo.112

Varios diseños de pararrayos y accesorios proporcionan medios convenientes, económicos y

confiables para conectarlos a sistemas de DS. Se utilizan tres configuraciones básicas para los

pararrayos de frente muerto;

Pararrayo Tipo Codo (Elbow Arrester).

Este es un pararrayo utilizado como un conector de codo de ruptura de carga. Se utiliza

principalmente para conectar directamente al transformador.

Pararrayo Tipo Boquilla Estacionario (Parking Stand Arrester).

Este es un pararrayo combinado con una boquilla de estacionamiento aislado para el montaje en

un transformador o un equipo de seccionamiento. El uso típico es en el punto transformador


71

abierto de un circuito tipo anillo de distribución. Este arreglo ayuda a reducir en la parte frontal

el hacinamiento, se utilizan en los sistemas de 600 A con conectores aislados tipo T.

Pararrayo Tipo T (Bushing Arrester).

Los pararrayo tipo T combina un pararrayo con conector aislado tipo codo para montaje directo

en transformador o equipo de seccionamiento. Es usado al final del circuito radial o en un punto

abierto de un circuito tipo anillo este tipo de pararrayo se utiliza en dispositivos para 600 A.

Pararrayos tipo codo, boquilla y T están disponibles por los fabricantes en tres clases de voltaje:

15,25, y 35 k V. la figura 1.48, se muestra los tres tipos de diseños de pararrayo.113

Figura 1.48. Tipos de Diseños de Pararrayo Frente Muerto.114

113Edward S. Thomas, op. cit. P. 212.


72

1.13 Ventajas y Desventajas de Los Sistemas de Distribución Subterráneo.

Ventajas.

Menor número de fallas mejora la calidad del suministro o servicio técnico prestado, que está

relacionado principalmente con las interrupciones del servicio.

Menor costo de operación y mantenimiento por actos de robo y vandalismo.

Seguridad en el Entorno.

Mejor Estética y Apariencia Visual.

Mayor Plusvalía de Áreas Públicas y Privadas.

Desventajas.

Mayor Costo Inicial.

Las Fallas son Permanentes.

Construcción Subterránea no es Inmune Daños por Tormentas.

Inundaciones.

Daños por Huracanes.

Daños Terremotos.

Daños por Relámpagos.

Daños Roedores, Daños Humanos (Excavaciones).115


73

1.13.1 Indicadores de Fallas.

Indicadores pueden ser utilizados para localizar fallas en los cables primarios subterráneos. El

indicador detecta el paso de una corriente de defecto. En el caso que ocurra una falla en sistema de

DS puede ser localizada rápidamente entre el último indicador mostrando condicion de falla y el

primer indicador en condiciones normales. El personal de campo en respuesta a un corte de energía

eléctrica puede seguir el estado de los FCI (Faulted-circuit indicators) y determinar rápidamente la

sección de línea en la cual ha ocurrido el problema. Pueden entonces aislar esta sección de la línea y

restaurar rápidamente servicio de energía. Sin Indicadores de falla el personal debera buscar la falla

con reconexciones hasta que encuentre la linea en la cual há ocorrido el problema. Este último

método de localización de fallas consume tiempo y puede causar el deterioro del aislamiento del

cable.116

Lós indicadores ofrecen las siguientes ventajas:

Tiempo de interrupción reducida.

Reducción de personal y el costo del equipo.

Reducción del estrés en los componentes del sistema.

Reducción en el uso de fusibles.

Mejora de la fiabilidad del sistema.

Figura 1.49. Indicador de Falla para

Cable Primário Subterraneo.117



74

1.13.2 Análisis de Falla en Los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica.

Las características principales de un sistema de distribución son la continuidad, operación y

mantenimiento, fiabilidad y calidad del suministro para esto es necesario que este opere

adecuadamente, ya que en caso de una falla esta pueda detectarse, localizarse y repararse fácilmente

y restablecer el sistema.

Cuando las fallas ocurren en el sistema aéreo se pueden encontrar por medio de un recorrido sobre

el circuito haciendo una inspección visual. En los sistemas de DS se requiere de métodos o

dispositivos que contribuyan a la rápida localización y aislar el tramo en el cual ha ocurrido la falla.

Del mismo modo, en los sistemas aéreos las fallas generalmente son de tipo momentáneo,

ocasionalmente de corto plazo y algunas veces permanentes. En el caso de los sistemas DS las fallas

son en su gran mayoría permanentes para disminuir esta problemática es necesario diseñar una

configuración anillo con operación radial de manera de la localización de una falla sea lo más

exacta en la medida posible.118

1.13.3 Fallas en Sistemas Distribución Aéreos.

Las principales fallas que se presentan son diversas presentando fundamentalmente las siguientes:

Descargas Atmosféricas.

Fuertes Vientos.

Tormentas.

Por Presencias de Animales o Ramas Sobre La Línea Primaria.119

1.13.4 Fallas en Sistemas Distribución Subterráneos.

Cabe mencionar que los fenómenos que se presentan en los sistemas aéreos son nulos en los

sistemas de DS, toda vez que no son perjudicados por fenómenos de índole externo como son las


119 Ibid P. 80.

75

descargas atmosféricas, vientos etc. Por lo antes expuesto, se presentan las fallas que ocasionan

averías

Falla en el aislamiento del cable

Fallas en el conductor maltrato mecánico al momento de instalarlo

Fallas en transformadores

Fallas en aislamiento de los conectores tipo codo, terminales de potencia.120

1.14 La Ferroresonancia.

Apareció por primera vez en la literatura en 1920, el término ferrorresonancia la cual designa todos

los fenómenos oscilatorios que aparecen en un circuito eléctrico comprende al menos:

Una inductancia no lineal (ferromagnética saturable).

Un condensador.

Una fuente de tensión (generalmente sinusoidal).

Perdidas débiles.

Las redes eléctricas contienen: inductancias saturables, transformadores de potencia,

transformadores inductivos de medida de tensión, reactancias en paralelo, así como condensadores,

cables, líneas largas, transformadores capacitivos en detención, condensadores de compensación

serie o paralelo, condensadores de reparto de detención entre cámaras de corte de interruptores

automáticos, centros de transformación blindados, etc. Por lo tanto las redes son susceptibles de

presentar configuraciones propicias a la existencia de la ferroresonancia.

Existe la posibilidad de transición brusca de un estado estable normal (sinusoidal a la misma

frecuencia que la red) a otro estado estable ferro resonante caracterizado por fuertes sobretensiones

y por importantes tasas de armónicos peligrosas para los equipos.


76

La ferroresonancia en los sistemas eléctricos proviene de una clase de resonancia particular que

involucra las inductancias con núcleo magnético, la aparición de este fenómeno, causa distorsiones

de tensión en la red, ocurre cuando la impedancia de un transformador se sintoniza con la

capacitancia de la red en el punto de conexión entre ambos. La condición más habitual ocurre

cuando el sistema trifásico se encuentra desbalanceado por desconexión de una fase.121

1.14.1 Efectos de La Ferrorresonancia.

Quema de los pararrayos.

Ruido y calentamiento del transformador.

Disparo del circuito de alimentación.

Daño en el aislamiento de los cables primarios y capacitores.

Daño en los transformadores.

El fenómeno puede mayormente ocurrir cuando un transformador (en servicio) sin carga queda

conectado a conductores subterráneos. La capacidad distribuida total podrá ser el principal causante

del fenómeno. Por otro lado, la reactancia de magnetización de los transformadores aumenta con la

tensión de servicio, es así que las consecuencias por ferrorresonancia son más importantes a mayor

nivel de tensión.

En los transformadores Δ-Δ, el efecto de ferrorresonancia es más probable con longitudes menores

de conductores subterráneos, en comparación con otras configuraciones, por lo cual, se evitan tales

conexiones. Los transformadores en conexión Yn-Yn, si bien presentan resistencia en el lazo de

circulación de corriente en situaciones de ferrorresonancia, admiten longitudes mayores de

conductores hasta alcanzar el posible efecto de ferrorresonancia.

Formas más comunes de presentación de la ferroresonancia:


77

La energización en forma manual fase por fase de un transformador (sin carga en el secundario)

alimentado por cables. El fenómeno puede ocurrir cuando una fase haya sido cerrada, mientras

que las otras dos abiertas presentan una circulación de corriente como se indica en la figura

1.46, quedando la capacitancia de los cables en serie con la inductancia del transformador.

La maniobra en forma manual de fase de un transformador (sin carga en el secundario)

alimentado por cables, cuando una fase se encuentra en apertura, como se lo indica en la figura

(b).

Figura 1.46. Banco de Transformadores Conectados en Estrella.122

La combinación de situaciones de maniobra de cierre y apertura forman parte de las causas del

efecto:

Los disparos de fusibles dejando una o dos fases abiertas.

Los sistemas de re cierres (automáticos) monofásicos.

Los sistemas de transferencia de carga de un transformador a otro sistema, dejando al primero

sin carga, presenta una posibilidad más debido a que se cumple una de las condiciones del

fenómeno.

En general es común encontrar que el cumplimiento de estas situaciones no cause

ferrorresonancia.123

122 Imagen Tomada de Catálogo de Ecamec Tecnología


78

CAPITULO II.

2. Análisis de Sistema de Distribución Subterráneo de La Residencial Condados De

Santa Rosa.

En este capítulo haremos el análisis de sistema de distribución subterráneo 23 kV de La Residencial

Condados de Santa Rosa tomando como base los planos eléctrico de la distribución de energía

eléctrica aprobados como diseño y como construidos por parte de la Distribuidora de Electricidad y

de visitas técnicas realizadas al proyecto, toda esta información será de mucha importancia para

realizar dicho análisis. Tomaremos como herramienta principal, la descripción técnica que nos

ayudara a conocer los elementos que conforman el sistema de distribución subterráneo tipo

residencial y así constatar que los elementos utilizados en la construcción son los correctos y si

cumplen con lo establecido según las normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de

distribución eléctrica y construcción vigentes haciendo un análisis de cada uno de los elementos

principales que lo conforman.

El proyecto se encuentra se ubicado 14 avenida norte, Cuidad de Santa Tecla, departamento de La

Libertad divide en tres fases:

La primer fase consta de 19 polígonos, 434 lotes con zona ajardinada, con una extensión superficial

de 247,235.45 m².

La segunda fase consta de 19 polígonos, 265 lotes con zona ajardinada, con una extensión

superficial de 160,476.02 m².

La tercera fase de la urbanización está destinada en área comercial a desarrollarse como uso futuro,

con una extensión superficial de 20,373.45 m²

En su totalidad el proyecto tiene una extensión total de 428,084.56 m², nuestro objeto de análisis y

propuestas de remodelación comprende únicamente la primera fase de las obras realizadas.

79

Figura 2.1. Ubicación Complejo Urbano Condados de Santa Rosa. 124

Figura 2.2 Calle Conacaste Acceso Principal Complejo Urbano Condados de Santa Rosa.125

124 Imagen Tomada de Pagina Web de Condados de Santa Rosa


80

Figura 2.3. Condominio El Clarinero Senda El Bambú.126

2.1. Descripción Técnica Red Subterránea Primaria y Secundaria del Residencial Condados

de Santa Rosa Fase I.

A continuación se hará una descripción técnica de la construcción de la red subterránea primaria y

secundaria, de la siguiente manera.

2.1.1. Acometida Subterránea en Media Tensión.

Sobre la 1ª calle poniente se encuentra acometida subterránea en MT por parte de la Distribuidora

de Energía Eléctrica describiéndose a continuación los componentes que la conforman poste de 40

pies de 750 lbs. Con dos estructuras estándar 23RH3/23AS3 con su respectiva estructura neutro RN


81

y una red de tierra. 1 juego de terminales de potencia -25 kV. Con cable de potencia XLPE #1/0 Cu

+THHN 1/0. El tipo de configuración del sistema de distribución es radial y según capacidad, nivel

de tensión y número de fases el condado de santa rosa fase I es un cliente de gran demanda.

Figura 2.4. Punto de Entrega Primario Transición del Sistema Aéreo a Subterráneo.127

127 Imagen del proyecto

82

Figura 2.5. Acometida Primaria Subterránea - 23 kV.128


83

2.1.2. Pozos de Registro.

En las visitas e inspecciones realizadas al proyecto se constató que los pozos de registro de tipo PP,

P, PS, T, S cumplen con las normativas establecidas para el diseño y construcción se constató

dimensiones de construcción de cada uno de los pozos y se determinó que son correctos y que al

momento de que el técnico realice trabajos de mantenimiento tiene el suficiente espacio para

realizar trabajos necesarios. La distribución y ubicación de los pozos es importante ya que se han

ubicado tal forma que no interfieran con las salidas de cocheras, uno de los principales problemas

que se dan en este tipo de sistema de distribución subterráneos es la inundación de los pozos o cajas

de registro el cual es peligroso ya que ocasiona fallas de gran impacto el cual deteriora los equipos.

Desde su inauguración de la primera fase enero de 2013 no sea presentado inundación en los pozos

debido que se cuenta con un buen sistema de drenaje el cual ayuda a que no ocurra la distancia entre

los pozos cumple con lo establecidos considerando que la distancia promedio de pozo a pozo no

excede los 50 m. este tipo pozos cumple con las normas técnicas de diseño y operación de las

instalaciones de distribución eléctrica. Se hará propuesta de remodelación de pozos en el capítulo 3.

Tipo de Pozo Cantidad

Primario Tipo “PP” 9

Primario Tipo “P” 20

Primario Secundario Tipo “PS” 38

Instalación de Transformadores “T” 38

Secundario Tipo “S” 116

Caja Secundaria Tipo Pedestal 139

Tabla 2.1. Cantidad Total de Pozos.129

129 Tabla del proyecto

84

Figura 2.6. Pozo de Registro Tipo “PP” 130


85

Figura 2.7. Pozo de Registro Primario Tipo “P” 131


86

Figura 2.8. Pozo de Registro Tipo “PS” (Primario-Secundario). 132


87

Figura 2.9. Pozos de Registro Tipo “T” para Transformador Tipo Pedestal 133


88

Figura 2.10. Pozo de Registro Secundario Tipo “S” 134

2.1.3. Tapaderas de Pozos

Para las tapaderas de los pozos se han instalado de tipo metálica y concreto ambas son resistentes

mecánicamente y soportan el peso su diseño no obstaculiza el paso peatonal de tal forma que las

personas ce vayan a tropezar ya que las tapaderas están a nivel de piso. Este tipo tapaderas cumple

con las normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica. Ver

Figura 2.11.


89

Figura 2.11. Tapadera Tipo Concreto para Pozo Tipo Primario – Secundario.135


90

Figura 2.12. Tapadera Metálica para Pozo Tipo Primario.136

2.1.4. Tubería para Cable Primario y Secundario.

Para la distribución primaria se ha utilizado en el proyecto Tubería PVC de alto impacto color

amarillo DB-120 de Ø 4" + 1 canalizaciones de reserva PVC de Ø 4" con alambre de guía. Para la

distribución secundaria se ha utilizado en el proyecto Tubería PVC de alto impacto color naranja

DB-60 de Ø 2" + 1 canalización de reserva PVC de Ø 2 con alambre de guía. Para las Acometidas

BT subterránea de cada Lote desde los pozos tipo secundario o desde cajas secundarias tipo

pedestal se encuentra 1 canalización con PVC de 160 PSI de Ø 1" ½. Este tipo tubería cumple con

las normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica. Ver Figuras

2.13. y 2.14.


91

Figura 2.13. Tubería PVC de Alto Impacto DB-120 DE Ø 4".137


92

Figura 2.14. Pozo P-S con Tubería PVC de Alto Impacto DB-120 de Ø 4” y DB 60 de Ø 2".138

2.1.5. Conectores Múltiples (Point Juntion).

Los conectores múltiples que se han instalados son del tipo conectores con operación bajo carga de

3 o 4 vías 200 A – 25 k V. Los conectores múltiples cumplen normas técnicas de diseño y operación

de las instalaciones de distribución eléctrica.

A pesar que los pozos de tipo “P” cuentan con un buen espacio se le dificulta al técnico la apertura

de los conectores múltiples cuando se tiene que hacer una suspensión con carga o sin carga para

trabajos de mantenimiento en la red de distribución. Se hará propuesta de remodelación de equipo.


93

Se encontró que en cada juego de conectores múltiple monofásicos, bifásicos, trifásicos no

se han instalado pararrayos. Se hará propuesta de instalación de pararrayos.

La mayoría de los conectores múltiples instalados son de 3 vías se hará propuesta de

remodelación de conectores múltiples.

Conector múltiple 3 VIAS 200 A – 25 k V. 18

Conector múltiple 4 VIAS 200 A – 25 k V. 1

Tabla 2.2. Cantidad Total Conectores Múltiples.139

Figura 2.15. Conector Múltiple Trifásico de Cuatro Vías 200 A – 25 kV.140


94

Figura 2.15. Conector Bifásico Múltiple Tres Vías 200 A – 25 kV.141



95

Figura 2.16. Conector Múltiple Monofásico de Tres Vías 200 A – 25 kV.142

2.1.6. Transformadores.

Residencial Condados de Santa Rosa Fase 1, encuentra instalados transformadores monofásicos

Pad-mounted del tipo Loop. Las capacidades son 25, 50, 75, 100 k VA. Voltaje operación primario:

24940 GrdY/14400. Voltaje operación secundario: 240/120 con una carga total instalada en


96

potencia aparente de 2.4 MVA. Una Área Total de =428,296.39 m². Los transformadores cumplen

normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica.

Cantidad Capacidad kVA.

7 25

8 50

15 75

7 100

TOTAL:37 2.4 MVA

Tabla 2.3. Cantidad Total de Transformadores.143

143 Tabla del Proyecto

97

Figura 2.17. Transformador monofásico pad-mounted tipo Loop.144


98

2.1.7. Base de Concreto para Transformador Pad-mounted.

Los transformadores monofásicos Pad-mounted se han instalado sobre una base de concreto la cual

da estabilidad. Uno de los inconvenientes de este tipo de base es que al momento que se instala

cable primario y secundario tiene que pasar por tubería haciendo unos dobleces esto puede dañar el

cable y queda tensado ya que no se le puede dejar cable de reserva. Este tipo de base de concreto no

cumple con normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica. Se

hará una propuesta de instalación almohadillas para transformador.

Figura 2.18. Base de Concreto para Montaje de Transformador.145


99

2.1.8. Boquillas Tipo Inserto.

En cada uno de los transformadores monofásicos Pad-mounted se han instalado boquillas tipo

inserto 200 A -25 kV tipo radial. La cual cumple con normas técnicas de diseño y operación de las

instalaciones de distribución eléctrica. Se hará propuesta de remodelación de boquillas para

transformador.

Figura 2.19. Boquillas Tipo Inserto 200 A – 25 kV.146

2.1.9. Conectores Aislados Tipo Codo.

Los conectores aislados tipo codo son del tipo de accionamiento bajo carga 200 A-25 kV. Estos

cumplen con normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica.


100

Figura 2.20. Conectores Aislados Tipo Codo (Load-Break) 200A -25 kV.147

2.1.10. Pararrayo Tipo Codo.

Los pararrayo tipo codo 21 kV. Cumple con las normas técnicas de diseño y operación de las

instalaciones de distribución eléctrica.

Pararrayo Distribución Tipo Codo – 21 k V 28

Tabla 2.4. Cantidad total de Pararrayos Tipo Codo.148



101

Figura 2.21. Pararrayo Tipo Codo - 21 kV.149

2.1.11. Cable Primario.

Para el sistema de distribución primario se ha utilizado cable con aislamiento del tipo XLPE calibre

#1/0 y #2 Cu. El cual cumple con lo establecido con las normas técnicas de diseño y operación de

las instalaciones de distribución eléctrica.


102

Tipo de Cable Total Mts Lineales

XLPE, calibre # 1/0 Cu. 289

XLPE, calibre # 2 Cu. 2,479

Tabla 2.5. Longitud Total Cable Primario.150

Figura 2.22. Red de Distribución Primaria Subterránea sobre Senda La Magnolia.151

150Tabla del proyecto

151 Imagen de Los Planos Eléctricos de Condados de Santa Rosa propia (AutoCAD)

103

2.1.12. Cable Secundario.

En la red de distribución secundaria subterránea se ha utilizado cable con aislamiento del

tipo THHN. El cual no cumple con las normas técnicas de diseño y operación de las

instalaciones de distribución eléctrica. Ya que este tipo de aislamiento es para ambiente

seco y para el uso en instalaciones eléctricas residenciales se hará propuesta de

remodelación del tipo de aislamiento.

Se ha utilizado el calibre # 1/0 para Neutro el cual no cumple con las normas técnicas de

diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica.

Se ha utilizado el calibre # 4/0 para fases secundarias (A-B). El cual no cumple con las

normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica. esto

aplica para los transformadores de 75 y 100 k VA. Se hará propuesta de cambio de calibre

de conductor.

Tipo de Cable Total Mts Lineales

THHN, calibre # 4/0 F (A-B) 7,848

THHN, calibre # 1/0 (N) 10,327

Tabla 2.6. Longitud Total Cable Secundario.152


104

Figura 2.23. Red de Distribución Secundaria Subterránea sobre Senda La Magnolia.153

2.1.13. Red Tierra.

Se encontró que se han instalado redes de tierra en donde hay equipo primario conectores

múltiples, transformadores, y en los pozos secundarios donde finaliza el ramal de cada

transformador. La cual cumple normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones

de distribución eléctrica.

153 Imagen de Los Planos Eléctricos de Condados de Santa Rosa propia (AutoCad)

105

Red Tierra 4 Barras 5/8 *8”(15.9mm x 2.4 m) 57

Tabla 2.7. Cantidad total Redes de tierra154

Figura 2.24. Red de tierra instalada en pozo PS.155



106

2.1.14. Buses Secundarios y Cajas Secundaria Tipo Pedestal

Los buses secundarios que se han instalado son del tipo “Flood-Seal”® Rubberized

Aluminum Bar rango de cable #12 SOL A 350 MCM. 8 vías. Los cuales cumplen para ser

instalados en los pozos de tipo PS y S, ver figura 2.25.

Este tipo de caja secundaria tipo pedestal es pequeña la cual dificulta al momento de

instalar buses secundarios y el cable. Se hará propuesta de remodelación de las cajas tipo

pedestal ver figura 2.26.

Figura 2.25. Buses Secundarios Instalados en Pozo Primario-Secundario.156


107

Figura 2.26. Caja Secundaria Tipo Pedestal.157


108

Figura 2.27. Instalación de Buses Secundarios y Cable Secundario en Caja Tipo Pedestal.158

2.1.15. Memoria de Cálculo de Los Transformadores de 25 50 75 100 kVA

Transformador de 25 kVA

Datos

S= 25 k VA

VP= 23 kV

VS= 240 / 120


109

Calculo Protecciones De Transformador.

Calculo Fusible

S= 25000 VA

VP= 23000

VS= 240

Corriente Lado Primario.

IP= S/(VP/√3)= 1.883 A

(1.883)(1.25)= 2.354 A

Fusible: 5 A.

Corriente Lado Secundario.

IS=(S/VS)= 104 A

Nota

Los transformadores de 25 k VA se han instalado para suministrar servicios en zonas de

equipamiento social y zonas verdes Según corriente nominal secundaria el calibre que

corresponde transformador de 25 kVA es de 2/0 ver tabla según normativa. El cual cumple

con las normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica.


Calculo de capacidad transformador

Datos

S= 50 k VA

VP= 23 kV

VS= 240 / 120

Cantidad de Viviendas=13

WATTS X Vivienda= 3000

110

Cantidad de Luminarias=3

Watts por Luminaria Sodio= 150.

Nota. Watts por vivienda han sido tomados según tabla

FD = 0.9

FS = 1.25

kVA = ((Watts por Vivienda) (# Viviendas) + (Watts Luminaria) (# Luminarias) (Factor de

Demanda FD) (FS Factor De Seguridad))

Watts por vivienda= 3000

Cantidad de Viviendas= 13

Watts por luminarias= 150

Numero de luminarias= 3

Fd= 0.9

Fs= 1.25

kVA= ((Watts por Vivienda)(Número de Viviendas)+(Watts por luminaria)(Numero de

Luminarias)(FD)(FS))

kVA= 45393.75 = 50 kVA


Calculo Fusible

S=50000 VA

VP= 23000

VS= 240


IP= S/(VP/√3)= 3.765 A

(3.765)(1.25)= 4.706 A

Fusible: 5 A.

111


IS=(S/VS)= 208 A

Nota

Según corriente nominal secundaria el calibre que corresponde transformador de 50 kVA es

de 4/0 ver tabla según normativa. El cual cumple con las normas técnicas de diseño y

operación de las instalaciones de distribución eléctrica.



Datos

S= 75 k VA

VP= 23 kV

VS= 240 / 120




WATTS por Luminaria Sodio= 150


FD = 0.9

FS = 1.25

kVA = ((Watts Por Vivienda) (# Viviendas) + (Watts Luminaria) (# Luminarias) (Factor de

Demanda FD) (FS Factor de Seguridad))





Fd= 0.9

112

Fs= 1.25

kVA= ((Watts por Vivienda)(Número de Viviendas)+(Watts por Luminaria)(Numero de


kVA= 61593.75 = 75 kVA


Calculo Fusible

S= 75000

VP= 23000

VS= 240


IP= S/(VP/√3)= 5.641 A

(5.641)(1.25)= 7.051 A

Fusible: 6 A.


IS= (S/VS)= 312 A

Nota

Según la corriente nominal secundaria el calibre que corresponde transformador de 75 kVA

es de 350 MCM pero según estándar para la construcción de líneas aéreas de distribución

de energía eléctrica se debe de utilizar el calibre 250 MCM ver tabla .Por lo cual no cumple


ya que se ha instalado cable #4/0.

Nota:

En el caso del calibre #350 se vuelven bastante rígidos al momento de instalarlo se pueden utilizar

los equivalentes de los conductores para el caso de calibre #350 se pueden utilizar 2 cables #3/0 por

fase.

113



Datos

S= 100 k VA

VP= 23 kV

VS= 240 / 120




WATTS por Luminaria Sodio= 150


FD = 0.9

FS = 1.25

kVA = ((Watts Por Vivienda) (# Viviendas) + (Watts Luminaria) (# Luminarias) (Factor de

Demanda FD) (FS Factor de Seguridad))





Fd= 0.9

Fs= 1.25

kVA= ((Watts por Vivienda)(Número de Viviendas)+(Watts por Luminaria)(Numero de


kVA= 85387.5 = 100 kVA


Calculo Fusible

S= 100000

114

VP= 23000

VS= 240


IP= S/(VP/√3)= 7.531 A

(7.531)(1.25)= 9.414 A

Fusible: 10 A.


IS= (S/VS)= 417 A

Notas

Según corriente nominal secundaria el calibre que corresponde transformador de 100 kVA

es de 500 MCM pero según Estándar para la construcción de líneas aéreas de distribución

de energía eléctrica se debe de utilizar el calibre 250 MCM ver tabla .Por lo cual no cumple


ya que se ha instalado cable #4/0.

Nota en el caso del calibre #500 se vuelve bastante rígidos al momento de instalarlo se

pueden utilizar los equivalentes de los conductores para el caso de calibre #500 se pueden

utilizar 2 cables #4/0 por fase.

Los transformador de 25,50,75,100 k VA se encuentra al 85% de su capacidad normal

Según cálculos las caídas de tensión primaria y secundaria están en límites permisibles de

tensión ver tabla según normativa y cálculos en anexos.

Todos los transformadores tienen su placa para transformador y placa de faseo.

115

Figura 2.28. Placa para Transformador.159

Capacidad del transformador

(kVA)

Calibre del Conductor de

Cobre AWG o MCM

10-50 2 / 0

75 - 100 250

Tabla 2.8. Conductores Bajadas Secundarias Transformadores Monofásicos Distribución.160


116

Calibre Corriente

THHN

AWG o kcmil

2 130

1/0 170

2/0 195

4/0 260

250 290

Tabla 2.9. Corriente Nominal Según Calibre. 161

Tipo de

Vivienda

Demanda Máxima

Coincidental por

Vivienda (W)

Capacidad de Transformadores (kVA)

10 15 25 37.5 50 75

Mínima Baja 500 17 26 43* 64* 85* 128*

Mínima Alta 750 11 17 28 43* 57* 85*

Media Baja 1000 9 13 21 32 43* 64*

Media Alta 1500 6 9 14 21 28 43*

Alta Baja 2000 4 6 11 16 21 32

Alta Media 3000 3 4 7 11 14 21

Alta Alta 5000 2 3 4 6 9 13

Alta Alta 7000 1 2 3 5 6 9

Tabla 2.10. Cantidad Máxima de Viviendas a Conectar por Transformador.162

160 CAESS. Normas Técnicas Comerciales CAESS Segunda Edición: 2003, El Salvador, 2003. p. 117.

161Ibid P. 118.

162 Idem.

117

*Debe tomarse en cuenta que la caída de voltaje máxima permisible en la línea de baja tensión es de

5 voltios sobre la base de 120 voltios.

*Se ha considerado los transformadores cargados inicialmente al 85% de su capacidad normal.

Nivel de Tensión

ΔVk

Régimen de periodo año 2005 en adelante

Urbano Rural Aislado

Baja Tensión (≤ 600 V) ± 7 % ±8% ±8%

Media Tensión (600V <

V < 115kV) ± 7 % ±8% ±8%

Tabla 2.11. Límites Permisibles de Tensión.163

Cálculo Corrientes Primarias

Por Cada Fase

FASE A 775,000.00 VA /13,249.00 V =58 A

FASE B =750,000.00 VA /13,249.00 V=56 A

FASE C=875,000.00 VA /13,249.00 V = 66 A

Calculo de Corriente Total

It = 2, 400,000 VA / 39,790 V= 60 A

Nota

Sistema de Distribución Condados de Santa Rosa Fase I cuenta con un desbalance del 15%

lo cual cumple con las normas técnicas de diseño y operación de las instalaciones de

distribución eléctrica.

163 Tabla límites permisibles de tensión Acuerdo N°192-E-2004

118

No se admitirá desbalance, en las líneas de media tensión, mayor de 15 Amperios.

Carga Total Instalada Residencial Condados de Santa Rosa Fase I.

Ci=ΣkVA

Ci=2.4 kVA

Densidad Carga

DC = Ci (kVA)/Area (km²)

Ci=2.4 kVA

Área Total de =428,296.39 m²

DC= 2.4 kVA/0.4 km²

DC=6 VA km²

Cálculo de Pararrayo.

Para el diseño de la subestación a 23 kV, se instalara pararrayos de Metal Oxido (MOV) ya que los

pararrayos son completamente blindados. Consideramos que los sistemas (23 kV -240/120V) están

sólidamente aterrizados se harán los cálculos correspondientes para la selección apropiada de los

pararrayos a instalarse.

Datos

Consideraciones: Sistema sólidamente aterrizado

Pararrayos Metal Oxido (MOV)

Tensión máxima de 24.15 kV para un sistema a 23 kV.

Hsnm altura sobre nivel del mar 800 m.

119

La tensión de los pararrayos de MOV, R, se encuentra teniendo en cuenta los siguientes

parámetros:

Tensión Continúa de Operación (Continuos Operation Voltage)

Vm = 24.15 kV Valor por tabla.

COV= (Vm/√3)

COV= 13.96 kV

Como es un sistema sólidamente aterrizado, Ke =1.4

TOV = COV (1.4)

TOV = 19.543 kV

La tensión nominal del pararrayo R, se elige seleccionando el mayor valor entre Ro y Re.

COV = 13.96 kV

Ko = 0.8

Ro = (COV/Ko)

Ro = 17.449

Donde Ko es el factor de diseño según el fabricante el cual debe ser especificado por este. Un valor

de Ko normalmente es 0.8.

TOV= 19.543 kV

Kt = 1.10

Re= (TOV/Kt)

Re= 17.767 kV

Donde Kt es la capacidad del pararrayo contra sobretensiones temporales el cual depende del

tiempo de duración de la sobretensión.

Kt=1.15 para un segundo

120

Kt=1.10 para 10 segundos

Kt=0.95 para 2 horas

El mayor entre Ro y Re, es Re por consiguiente R es igual a:

R = Re (1.05) = 18.655 kV

Para un voltaje nominal de 23 kV se selecciona un pararrayo de 21 kV.

Nota

Los pararrayos que se han instalado cumple con las normas técnicas de diseño y operación

de las instalaciones de distribución eléctrica.

Solo se han instalado pararrayos en los remates de cada fase primaria. Por lo que hará

propuesta de instalación de pararrayos en cada transformador.

121

CAPITULO III.

3. Propuestas de Remodelación Sistema de Distribución Subterráneo Residencial Condados

de Santa Rosa Fase 1.

En base al análisis hecho en el capítulo #2 se encontró que algunos componentes utilizados en el

sistema de distribución subterráneo construido en la fase 1, no cumplen con normas técnicas de

diseño y operación de las instalaciones de distribución eléctrica. Los cuales pueden mejorar para las

siguientes etapas o para futuras actualizaciones o sustituciones en la fase 1. Teniendo por finalidad

de proveer mayor seguridad, fiabilidad y estabilidad al sistema DS.

3.1. Nueva Configuración DS.

El Sistema de Distribución posea configuración tipo anillo solicitando a la Distribuidora de

Electricidad DELSUR o a otra Compañía de Electricidad otro punto de entrega de otro

alimentador distinto del que se está suministrando actualmente. El nuevo Punto de Entrega P2

puede ser ubicado sobre carretera panamericana que conduce de Santa Tecla hacia Santa Ana.

Debido a que es un punto estratégico para solicitar nueva acometida trifásica subterránea.

En caso que se tenga 2 puntos de entrega uno sobre 16 Avenida Norte y el otro sobre Boulevard

Monseñor Romero que conduce de San Salvador. La potencia aparente instalada total es de 2.4

MVA se puede repartir la carga en 50 - 50 deberá instalarse gabinetes de seccionamiento

trifásicos el cual servirá como enlace entre los dos bloques el cual servirá para alimentar

cualquier lado que este desenergizado debido a una interrupción por caso fortuito o en una falla

externa del circuito logrando hacer recuperación de carga.

122

Figura 3.1. Ubicación del Nuevo Punto de Entrega .164

Figura 3.2. Diagrama Unifilar con 2 Puntos de Entrega con Carga Repartida.165

La Administración del Complejo Urbano Condados De Santa Rosa puede solicitar la

elaboración de un presupuesto para que pueda hacerse un análisis Costo – Beneficio.

3.2. Interruptor de Distribución Subterráneo.

En caso que se mantenga la configuración actual radial, Punto P1 según plano se puede hacer

cambio del juego de conectores múltiples de 4 Vías 200 A – 25 k V, por interruptor de distribución

subterránea tipo pedestal modelo PMH-4 200 A – 25 k V, construcción frente muerto con

componentes conectados por codos; de tipo manual, o automático, con control de supervisión

remota o de transferencia de fuentes, y protección con fusibles de potencia convencionales. Esto

164 Imagen de google maps

165 Imagen Diseñada (AutoCAD)

123

brindaría mayor protección contra cualquier sobre corriente que se genere en el sistema por el lado

de fuente o de la carga eliminando cualquier falla protegiendo así los equipos especialmente el

cable primario de distribución ya que es uno de los elementos de mayor costo económico instalados.

Figura 3.3. Diagrama Unifilar Radial con Interruptor de Distribución Subterráneo.166

Figura 3.4. Interruptor de Distribución Subterránea Modelo PMH-4 200 A – 25 kV.167

166 Imagen diseñada (AutoCAD)

167 Imagen S&C

124

Figura 3.5. Vista Interior de Interruptor Tipo Frente Muerto.168

Figura 3.6. Interruptor de Distribución Subterránea Tipo Pedestal.169

168 Imagen Tomada de cooperindustries

125

3.3. Propuestas de Pozos Primario o Secundario.

Propuesta de remodelacion para pozos primarios y secundarios son las bovedas Hubell es una

alternativa brinda una buena protección a los transformadores y a los cables de alimentación

subterráneo, son ligeras y de bajo costo pero lo suficientemente fuertes como para cumplir con los

requisitos según norma ANSI. Se puede utilizar como una plataforma para transformadores

monofásicos, para su fabricación utilizan materiales como hormigón pesado y polímero. Ver anexos

especificaciones técnicas.

Figura 3.7. Bóvedas para Instalar Equipo Primario o Secundario.170

170 HUBBELL: Aprill 2011. EEUU: HUBBELL, 2011.

126

3.4. Gabinetes de Seccionamiento Monofásicos y Trifásicos

Propuesta de remodelación que no se instalen conectores múltiples en pozos primarios tipo “P” Se

debe de instalar gabinetes de seccionamiento monofásicos y trifásicos. Utilizando este equipo dará

seguridad y accesibilidad al momento que se necesiten hacer trabajos en la red de distribución

primaria Los recintos de seccionamiento proporcionan un medio de bajo costo, seguro y

estéticamente agradables proporcionando un punto de derivación y seccionamiento para sistemas de

distribución subterráneo. Estos Pedestales de seccionamiento o armarios están disponibles en

tamaños para su uso monofásico o en sistemas trifásicos clasificación 200A o 600A, 15kV hasta

35kV, Ver anexos especificaciones tecnicas.

Figura 3.8. Gabinetes de Seccionamiento Trifásicos 200 A – 25 k V.171


127

Figura 3.9. Gabinetes de Seccionamiento Monofásicos 200 A – 25 kV.172

Se tiene instalar pararrayos del tipo codo, boquilla estacionaria o tipo T. donde se haga

derivaciones primarias subterráneas esto dará una mayor protección por si se genera una sobre

voltaje.

Se debe de estandarizar el uso de conectores múltiples de 4 vías. Así ce tendrá espacio para

hacer dos derivaciones primarias e instalar pararrayo.


128

Instalar conector aislados tipo codo con fusible (Fused Loadbreak): Estos incluyen fusible que

está incorporado internamente esto brindaría mayor protección contra cualquier cortocircuito

que se genere en el sistema por una falla interna en la red de distribución primaria subterránea

protegiendo especialmente al cable primario.

Figura 3.10. Instalación de Juego de Pararrayo Tipo Codo en una Derivación Primaria.173

3.5. Almohadillas para Transformadores.

Propuesta de remodelación que instalen almohadillas tipo caja para transformadores

monofásicos están diseñadas para funcionar con una amplia gama de equipos eléctricos tipo

173 Imagen Tomada Residencial Las Luces

129

pedestal. Ayudando a que el transformador que dé en una mejor superficie dando mejor

estabilidad. Proporcionando un espacio cómodo y seguro para cable adicional.

Figura 3.11. Almohadilla Para Transformador Monofásico.174

Figura 3.12. Transformador Monofásico Montado almohadilla.175

174 HIGHLINE PRODUCTS: EEUU: HIGHLINE PRODUCTS.


130

En caso que se continúe montado los transformadores sobre bases de concreto esta tendrá

una abertura para el acceso de los cables primarios y secundarios para su conexión con el

transformador.

Figura 3.13.Instalación de Transformador sobre base de concreto 176

3.6. Boquilla de Inserto Doble

Propuesta de remodelación que instalen en los transformadores boquillas inserto doble con este tipo

se podrá energizar al transformador poder hacer una derivación para energizar siguiente

transformador e instalar pararrayo en cada transformador

176 Imagen Tomada de Residencial Las Luces

131

Figura 3.14. Boquilla de Inserto Doble 200 A – 25 kV.177

3.7. Aislamientos Permitidos

Propuesta en la red de distribución secundaria subterránea se utilice cable cobre con aislamiento del

tipo RHH, RHHW, XHHW Este tipo aislamiento es para el uso en sistemas de distribución

subterránea es resistente humedad y al calor. y combinación de ambos y retardante flama.

3.8. Pedestal Secundario.

Se recomienda utilizar este tipo pedestales secundarios para servir las acometidas subterráneas

domiciliares bifilares y trifilares estos incluyen 3 buses secundario con calibre de conductor

350MCM o 600MCM


132

Figura 3.15. Pedestal Secundario 178

Figura 3.16. Pedestal

Secundario con Cableado

Interno y Buses Secundarios.179



133

3.9. Criterios Técnicos a Tomar en Cuenta para Sistema de Distribución Subterraneo.

3.9.1. Transformador Tipo Pedestal.

Seguridad Pública: Se deberá instalar rótulos de advertencia de peligro o riesgo a la seguridad al

público por la presencia de la subestación. Colocando en la parte exterior del transformador

Pad-mounted y en forma completamente visible, una calcomanía con la leyenda “PELIGRO

RIESGO ELECTRICO”

Ubicación: En caso de subestaciones superficiales (Pad-mounted) deberán ser ubicadas de tal

forma que no interfieren con el tráfico peatonal o vehicular y de forma que faciliten su

conexión con los cables subterráneos que la alimentan y de ellas se sirven. La ubicación de la

plataforma sobre la que se monte y las tapaderas de los pozos de registro de las líneas

subterráneas asociados no deben constituir obstáculo para transeúntes minusválidos.

Los gabinetes de seccionamiento, transformadores y las tapaderas de los pozos deberán poseer

medios de seguridad como candados para impedir que personas particulares puedan manipular

los equipos así como para la seguridad de las personas.

Desde los transformadores Pad-mounted no se dará ninguna acometida en baja tensión se dará

solo desde los pozos de tipo PS y S

En caso de que el terreno tenga pendiente como una colina se debera instalar muros de

retención donde se instalen transformadores y pozos para proteger contra eventuales deslaves

de la superficie.

3.9.2. Ductos.

En general el cable se instalará en ductos para cruzar vías vehiculares o en zonas urbanas de difícil

acceso para realizar reparaciones o sustituciones a futuro. Se tendrá en cuenta lo siguiente:

Permisos para la construcción de la canalización.

134

Todos los trámites de permisos con instituciones del gobierno y/o municipalidades, que se

requieran al efectuar trabajos en las vías públicas y aceras, (para la instalación de la

canalización) los hará el interesado.

El material de los ductos será resistente a la corrosión y adecuado al medio ambiente en que se

instale.

El material de los ductos deberá ser resistente a la falla del cable, de tal forma que la falla no

cause daño a otras canalizaciones adyacentes.

El acabado interior deberá ser tal que la cubierta exterior del cable no sufra daño en el proceso

de instalación, las bocas de los ductos deberán ser redondeadas y lisas, a fin de evitar daños al

cable durante su instalación.

No deberán utilizarse ductos de material férrico u otro con propiedades ferromagnéticas, a fin

de evitar la inducción de corrientes en el mismo, que puedan generar recalentarlo y dañar la

cubierta del cable.

Los cambios de dirección en el cable, tanto horizontales como verticales deberán ser hechos en

pozos de registro, que permitan ventilación natural, los cuales no podrán estar a una distancia

mayor entre ellos de 100 m. y tener una pendiente mínima del 0.3 %, para facilitar que el agua

drene hacia uno de los pozos. La inclinación de la pendiente deberá ser tal que en el pozo de

registro las bocas de los ductos queden a un mismo nivel.

Cuando el ducto haya sido instalado, deberá limpiarse su interior. Asegurando con ello la

usencia de cuerpos sólidos y/o rebabas que pudiesen dañar los cables en su instalación.

El revestimiento de la zanja, en la vía pública y/o aceras efectuada para la canalización, debe

hacerse con materiales de la misma calidad, tipo y apariencia de los existentes anteriormente,

135

utilizando técnicas adecuadas de modo de evitar deformaciones en las áreas donde se efectuó el

trabajo.

3.9.3. Pozos de registro.

Los pozos de registro deben cumplir los siguientes requerimientos:

Realizar estudio suelo para conocer diferentes tipos de terrenos y si existen capa con nivel

freático alto antes de comenzar el proyecto ya que así se estará preparado y se tomaran las

medidas pertinentes para intervenir el terreno.

Ser lo suficientemente amplios para permitir al cable los radios de curvatura recomendados y

realizar dentro de él las maniobras necesarias para tendido, fabricación de empalmes, etc...

Estar construidos de forma tal que sean capaces de soportar, con suficiente margen de

seguridad, las cargas que se le impongan; esto es válido también para las tapaderas.

Contar con un sistema de drenaje suficiente para manejar las filtraciones o condensaciones que

pudieran darse.

Deben proveerse soportes para soportar los cables y evitar que descansen en el suelo o colocar

grava del tipo #2 dentro de los pozos.

Los tipos de pozos de registro que se construyan en el proyecto serán determinados por el tipo

de cable a utilizar (ya que el fabricante recomienda el radio de curvatura máximo para cada tipo

y calibre de cable), y/o nivel de voltaje.

136

El radio de curvatura de cualquier deflexión debe ser por lo menos el mínimo recomendado por

el fabricante del cable; de carecerse de este dato se usará un radio de al menos 12 veces el radio

del cable si es monopolar y 24 veces si es multipolar.

Los tipos de pozos donde se instalaran equipos tipo pedestal como gabinetes de seccionamiento

monofásicos y trifásicos así como transformadores. Se deberán tomar en cuenta las dimensiones

de cada equipo.

La unión de los ductos a lo largo de un trayecto continuó deberá realizarse por medio de acoples

o sellos que eviten la entrada de material de relleno o de protección y que permitan la mejor

continuidad posible en la superficie interna del mismo.

A fin de evitar tensiones de halado que puedan exceder los límites elásticos del conductor o

causar alargamiento y desplazamiento de los componentes del cable creando espacios vacíos

que provoque daños por efecto corona, la tensión de halado no debe exceder el más pequeño de

los siguientes valores:

1. Tensión permisible en el conductor.

2. Tensión permisible en el dispositivo de tracción.

3. Presión lateral permisible (fuerza radial sobre el aislamiento y cubierta del cable en una

curva, cuando el cable está bajo tensión).

En los pozos donde halla derivaciones primarias o instalación de equipo tipo pedestal o

derivaciones secundarias o empalmes de cable primario deberá instalar red tierra la cual deberá

ser con soldadura exotérmica para la unión barra de cobre y cable de la red de tierra.

3.9.4. Cuadro comparativo de los equipos que se necesitan modificar o agregar en la

Fase I.

Para lograr concluir con la remodelación del Residencial Condados de Santa Rosa Fase I

estas modificaciones serian ya sea para una configuración radial o anillo.

137

PUNTO Concepto Detalles Cantidad Costo

Unitario Total

P6

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Trifásico

Point Juntion de 4 vías,

con conectores tipo

load- break con fusible

1 $7,687.50

P79

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Trifásico


con conectores tipo


1 $7,687.50

P112

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Trifásico


con conectores tipo


1 $7,687.50

$23,062.50

P7

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

P15

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

P22

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

P30

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

P36

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

P95

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

P103

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

P134

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

P142

Equipo Pedestal

Seccionamiento

Monofásico


con conectores tipo


1 $2,562.50

$23,062.50

T1 Boquillas Tipo Inserto

Doble

Para Transformador

Pad-Mounted de Paso 1 $200.00


Doble

Para Transformador


138


Doble

Para Transformador



Doble

Para Transformador



Doble

Para Transformador



Doble

Para Transformador



Doble

Para Transformador



Doble

Para Transformador



Doble

Para Transformador



Doble

Para Transformador


$2000,00

T1 Pararrayo tipo codo Para Transformador




















$4,755.00

P1 Interruptor Tipo Pedestal PMH-4 200A - 25kV 1 $22,500.00

$22,500.00

139

c1-c179 Cajas Secundarias Tipo

Pedestal

Incluyen Buses

Secundario Calibre

350-600 MCM

179 $1,009.38

$180,679.02

Total $256,059.02

3.9.5. Logística y Trámites Necesarios para Entregar El Proyecto a La Distribuidora

de Electricidad.

Procedimiento interno de las distribuidoras de electricidad para recibir donaciones de líneas

de distribución de energía eléctrica.

1) Interesado hace una carta donde manifiesta que quiere donar la red distribución de

energía eléctrica a la compañía de electricidad justificando el por qué en la mayoría de los

casos es porque no puede darle el mantenimiento a este tipo de sistemas.

2) Respuesta a la solicitud distribuidora realiza inspección de campo y realiza una

descripción técnica del proyecto.

3) Posteriormente de esto la Distribuidora hace un valuó de la línea privada. Donde se

conoce cuanto es lo que se tiene que invertir para normalización de dicha línea esto puede

ser cobrado al propietario o ser absorbido por la compañía. En caso de que la línea se

encuentre fuera de estándar la distribuidora evalúa si es conveniente y es favorable que

realice la inversión.

4) Posteriormente esto pasa hacer evaluado por un jurídico donde se legaliza la inversión

para que pasa hacer activos fijos de la compañía.

3.9.6. Existe una Regulación de Parte de La SIGET.

El procedimiento descrito en la pregunta numero dos está justificado en el Acuerdo N° 147-

E-2006. Anexo “A” SISTEMAS UNIFORMES DE CUENTAS específicamente SECCION

140

1 PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES DE SISTEMAS UNIFORMES DE

CUENTAS. Capítulo 2 Procedimiento contables para el Registro de Mantenimiento

Reposición y Normalización de Redes de Terceros, Subvenciones y Donaciones.

3.9.7. Predicción para Que El Equipo Instalado Actualmente Pueda Fallar.

El equipo y materiales que se han instalado en el proyecto cumplen con los estándares para

la construcción de sistemas de distribución subterráneos exceptuando algunos

componentes. El tipo de aislamiento utilizado para distribución secundaria es del tipo

THHN el cual no está diseñado para instalarse en sistemas subterráneos a pesar de eso

puede ser utilizado para ambientes secos y húmedos tiene una vida útil de 40 años. La

humedad y el agua deteriora el aislamiento de los cables actualmente los pozos que se han

construidos en todo el proyecto de La fase 1 no se han filtrado humedad o que haya

ocurrido inundación dentro de los pozos por las lluvias esto prolongara la vida útil del

cable. Transformadores pad-mounted con instalación tipo de paso no se han instalados

protección contra sobre voltaje. Para lo cual es necesario instalar boquillas tipo inserto doble

para que se puedan instalar pararrayo del tipo codo. Mantenimiento que se la hace este tipo

de sistemas de distribución subterráneos es principalmente al cable de potencia primario y a

los transformadores pad-mounted. En un periodo de cada 2 años. Esto sería programado

mantenimientos preventivos, en la realidad solo cuando se dan fallas en transformadores,

cable de potencia, pararrayos o conectores múltiples, son remplazados. Según análisis

realizado en el capítulo 2 para la fase 1 tendrá un ciclo de vida sin fallas de 20 años. Al

realizar las propuestas de remodelación de equipo que se han recomendado en el capítulo 3

esto prolongaría la vida útil de cada elemento instalado. El propósito de analizar y hacer

propuestas de remodelación tiene dos principales objetivos la primera es que el sistema de

distribución subterráneo del Residencial Condados de Santa Rosa Fase I sea seguro, fiable,

estable esto lo llevaría a ser eficiente y la segunda seria mejorar calidad del suministro al

usuario final.

141

Bibliografía.

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American National Standards Institute (ANSI).

Catálogos Elastimold

Catálogos Hubells.

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143

Glosario.

ABS: Acrilonitrilo Butadieno-Estireno.

FRE: Fibra de Vidrio Recina Epoxica.

PSI: Libras por Pulgada Cuadrada.

DS: Distribución Subterránea.

MT: Media Tensión.

BT: Baja Tension.

RUS: Rural Utility Services.

NEC: Código Eléctrico Nacional.

NESC: Código Eléctrico Nacional de Seguridad.

NFPA: Asociación Nacional de Protección contra Incendios.

NRECA: Asociación Nacional de Cooperativas Eléctricas Rurales.

SIGET: Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones.

XLPE: Cross-Linked Polyethylene.

TR-XLPE: Árbol retardante de polietileno reticulado.

EPR: Caucho etileno-propileno.

FCI (Faulted-circuit indicators)

RHH: Aislamiento resistente a la humedad

RHRW: Aislamiento resistente humedad y a calor

XHHW: Aislamiento resistente humedad y al calor. y combinado de ambos retardante flama.

23RH3: Remate Horizontal Trifásico.

23AS3: Acometida Subterránea Trifásica.

144

230RPS2: Remate Primario Subterránea.

230RPTP1: Remate Primario Subterráneo con Transformador Tipo pedestal.

230DPS2: Derivación Primaria Subterránea Bifásico.

MOV: Óxido Metálico.

MCOV: Tensión Máxima de Funcionamiento.

RN: Remate Neutro.

NEMA: Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos.

HDPE: Polietileno de Alta Densidad.

IACS: International Annealed Copper Standard.

145

Anexos.

A. Equipo Tipo Pedestal PMH de Operación Manual de S&C.

B. Bóvedas para Instalar Equipo Primario o Secundario.

C. Gabinetes de Seccionamiento Trifásicos y Monofásicos.

D. Especificaciones Técnicas de Equipo Pedestal Secundario.

E. Especificaciones Técnicas de Conectores con Operación con Carga 25 kV.

F. Dimensiones Técnicas de Almohadilla para Transformador Monofásico.

G. Especificaciones Técnicas de Accesorios para Cables Primario.

H. Especificaciones Técnicas de Cable Aluminio RHH/RHW-2/USE-2 600V 90° XLPE.

I. Especificaciones Técnicas de Cable Aluminio XHHW-2 600V XLPE.

J. Especificaciones Técnicas de Transformador Trifásico Pad-mounted.

K. Especificaciones Técnicas de Transformadores Monofásico Pad-mounted.

L. Especificaciones Técnicas de Buses Secundarios Instalados en Pozo Primario-Secundario.

M. Planos Eléctricos del Condado de Santa Rosa

N. Cuadro de Normas Comparativo.

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