DISEÑO, INTERVENTORIA Y COSTOS EN EL DESARROLLO DE

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DISEÑO, INTERVENTORIA Y COSTOS EN EL DESARROLLO DEPROYECTOS ELECTRICOS

TERRY LEONCIO CORTES GONZALES

JAMES GUEVARA LONDOÑO

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE OCCIDENTEDIVISION DE INGENIERIAS

PROGRAMA DE INGENIERIA ELECTRICASantiago de Cali

2.001

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DISEÑO, INTERVENTORIA Y COSTOS EN EL DESARROLLO DEPROYECTOS ELECTRICOS

TERRY LEONCIO CORTES GONZALES


Pasantía para optar al título deIngenieros Electricistas

DirectorJAIME CIFUENTES SARRIA

Jefe del Dpto. de Ingeniería y proyectosEMCALI

CoordinadorEDILBERTO LOPEZ

Ingeniero Eléctricista EMCALI

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE OCCIDENTEDIVISION DE INGENIERIAS

PROGRAMA DE INGENIERIA ELECTRICASantiago de Cali

2.001

3

NOTA DE ACEPTACION

Aprobada por el Comité de grado en

Cumplimiento de los requisitos exigidos

Por la Corporación Universitaria Autónoma

De Occidente para optar al título de

Ingeniero Electricista.

JAIME CIFUENTES SARRIA

Director de Tesis

EDIBERTO LOPEZ T.

Coordinador de Tesis

HENRRY MAYA

Jurado

Santiago de Cali, Enero de 2001

4

AGRADECIMIENTOS

Agradecimientos a Dios por estar con migo en todo momento de mi vida,

ayudandome a salir victorioso en toda las diferentes pruebas que se me

van presentando en el diario vivir, por otorgarme salud y las facultades

para enfrentar todos los retos que se me han presentado y los que faltan

por presentarse, Amen.

♦ Agradecimientos especiales a las Empresas Municipales de Cali

(EMCALI E.I.C.E.) por permitir realizar la pasantía en ella.

♦ A los INGENIEROS EDILBERTO LOPEZ Y JAIME CIFUENTES,

quienes me brindaron su apoyo incondicional durante la realización

del trabajo.

♦ Al grupo de Ingenieros Electricistas por su colaboración en el proyecto

♦ A la UNIVERSIDAD AUTONOMA DE OCCIDENTE en especial al

programa de Ingenieria Eléctrica y sus profesores quienes me

brindaron sus conocimientos y orientación en el transcurso de la

carrera.

♦ A todas las personas que de una u otra foema colaboraron en la

realización de este trabajo.

5

DEDICATORIA

Dedico este trabajo y expreso mi reconocimiento por acompañarme

durante todo el proceso y les agradezco el creer en mi, su compresión y

ayuda permanente durante toda mi carrera.

♦ A mis padres, RICARDO GUEVARA ZAPATA Y NUBIA LONDOÑO

ZAPATA. Quienes con sus consejos y conocimientos que tienen de la

vida, me apoyaron y creyeron en mi, dándome la oprotunidad de

estudiar y ofreciéndome su apoyo en todas las etapas de mi vida.

♦ A mi hermana LAYDINE GUEVARA LONDOÑO.


♦ A mis padres, LEONCIO CORTES Y MARIA DEL SOCORRO

GONZALES.

Quienes me brindaron su apoyo durante toda mi carrera.

♦ A mis hermanos, YUDY, MARIA YAMILETH, ELSY DEL SOCORRO Y

EDWARD CORTES GONZALES.

TERRY CORTES GONZALES

6

CONTENIDO

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RESUMEN 10

INTRODUCCION 12

1. CARACTERISTICAS DEL SISTEMA ELECTRICO DE EMCALI Y UBESTACIONES.. 13

2. DIBUJO DEL SECTOR CON BASE EN 6 PLANCHAS..................................................... 16

3. LOCALIZACION Y LEVANTAMIENTO DE LA RED DE MEDIA TENSION A 34.5KV DESDE LA SUBESTACION DIESEL I HASTA LA SUBESTACION DIESEL II...... 16

4. PLANO GENERAL DE LOCALIZACION DEL PROYECTO........................................... 17

5. DISEÑO ELECTRICO.............................................................................................................. 17

6. NORMA Y ESPECICICACION TECNICA DE CONSTRUCCION PARA LA REDEN MEDIA TENSION A 34.5 KV ......................................................................................... 19

6.1. DEFINICIONES........................................................................................................................ 19

6.2. REDE AEREAS......................................................................................................................... 27

6.2.1. CONDUCTORES...................................................................................................................... 27

6.2.2. APOYOS.................................................................................................................................... 34

6.2.3. CONJUNTOS............................................................................................................................ 49

6.2.4. RETENIDAS.............................................................................................................................. 52

6.2.5. PASES SUBTERRÁNEOS........................................................................................................ 56

6.2.6. SISTEMA DE TIERRA............................................................................................................. 64

7

7. DISEÑO ELECTRICO FINAL................................................................................................ 67

7.1. ESTUDIO DE ESFUEZOS MECANICOS.............................................................................. 67

8. REQUISITOS TECNICOS PARA LA CONEXION DE LA LINEA DETRANSMISION........................................................................................................................ 90

8.1. CRITERIOS DE DISEÑO......................................................................................................... 90

8.1.1. LONGITUD DE LA LINEA DE TRANSMISION................................................................ 90

8.1.2. CONDUCTORES DE FASE.................................................................................................... 91

8.1.3. COMPORTAMIENTO MECANICO DEL CONDUCTOR DE FASE............................... 91

8.1.4. ESTRUCTURAS........................................................................................................................ 92

8.1.5. LOCALIZACION OPTIMA DE ESTRUCTURAS............................................................... 96

8.1.6. CADENAS DE AISLADORES Y HERRAJES....................................................................... 96

8.1.7. PUESTA A TIERRA.................................................................................................................. 96

9. PRESUPUESTO DE OBRA E INTERVENTORIA................................................................ 98

9.1. RESUMEN DEL PROYECTO................................................................................................. 98

9.2. LISTA DE MATERIALES........................................................................................................ 102

10. CONCLUSIONES........................................................................................................ 107

11. BIBLIOGRAFIA............................................................................................................ 108

12. ANEXOS........................................................................................................................ 109

8

LISTA DE TABLAS

TABLA No. A. Guía para determinar el nivel de cortocircuito simétrico en elárea de influencia de EMCALI......................................................................................

TABLANo.1. Características eléctricas de los conductores de aluminiocableado concéntrico reforzado con núcleo de acero recubierto(ACSR).Temperatura conductor 75°C.Separaciones entre conductores según Norma deconstrucción. Conductividad del aluminio 61%.........................................................

TABLA No. 2. Características físicas y mecánicas de los conductores dealuminio cableado concéntrico reforzado con núcleo de acero recubierto(ACSR)...............................................................................................................................

TABLA No. 3. Distancias mínimas de seguridad (m)..............................................

TABLA No. 4. Selección de conductores en redes aéreas de media tensión.........

TABLA No. 5. Características postes de concreto (Norma Icontec 1329)...............

TABLA No.6. Selección de postería de redes en media Tensión............................

TABLA No. 7. Criterios de selección para conjuntos en media tensión.................

TABLA No 8. Utilización de retenidas.........................................................................

TABLA No9.Máximos ángulos de deflexión (grados) en conjuntos corridos ydobles terminales sin utilización de retenidas............................................................

Tabla No. 10. Selección de conductores para pases subterráneos en mediatensión...............................................................................................................................

Tabla No. 11. Selección del diámetro de los ductos para pases subterráneos enmedia tensión...................................................................................................................

Tabla No. 12. Selección de conductores bajantes aéreos para pases subterráneosen media tensión..............................................................................................................

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9

LISTA DE ANEXOS

Anexo No. 1. Dibujo del sector (6 planchas),Localización y levantamiento......

Anexo No. 2. Fotos del terreno..................................................................................

Anexo No. 3. Plano general de localizoción del Proyecto.....................................

Anexo No. 4. Cálculo mecánico de líneas eléctricas...............................................

Anexo No. 5. Cargas sobre las estructuras (Árboles de Carga)............................

Anexo No. 6. Perfil del terreno..................................................................................

Anexo No. 7. Norma Detalles Construcción...........................................................

Anexo No. 8a. Plano definitivo (Planos 1 - 4 , 2 - 4).................................................

Anexo No. 8b. Plano definitivo (Planos 3 - 4 , 4 - 4).................................................

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10

RESUMEN

El Departamento de Ingenieria y Proyectos de las Empresas Municipales

de Cali – se encuentra ubicado en la calle 28 con carrera 6A y realiza la

labor de Diseño, Interventoria y Analisis de Costos, referentes a los

proyectos propios de EMCALI-E.I.C.E. y a los proyectos que llegan a ese

Departamento de la Ciudad de Cali.

Como propósito de garantizar la más alta calidad de sus servicios a todos

sus abonados, establece presentes Normas Técnicas de Energía Eléctrica,

sistematiza y unifica criterios de cálculo para un diseño óptimo,

normalizando materiales y equipos, así como métodos constructivos para

el correcto manejo y aplicación de la energía eléctrica en su sistema de

distribución.

Para desempeñar de forma óptima su trabajo, el Departamento de

Ingenieria y Proyectos tiene distribuido por zonas de trabajo La ciudad de

Cali, Yumbo y Pto Tejada, a su vez dispone de un grupo de trabajo, el cual

presenta diferentes labores desde diseño, interventoria y analisis de

precios unitarios.

Debido a los proyectos propios que tiene EMCAli – E.I.C.E., se nos asigno

el proyecto de Reforma del Enlace de Subtransmisión a 34.5 KV, desde la

11

Subestación Diesel I hasta la Subestación Diesel II. En este, procedimos a

darle un rediseño de la red contemplado el problema de acercamiento de

ésta a los diferentes predios por donde la red pasa (Tramo 0 – Calle 28

hasta la calle 34 con carrera 6A – y Tramos 1, 2 y 3 – calle 33A con carrera

8A hasta la transversal 29).

Para la realización de este proyecto tuvimos las siguientes etapas :

- Lecturas de las Normas de Diseño y Normas de Construcción.

- Recolección de información.

- Clasificación de la información.

- Visita al terreno (localización).

- Elaboración de etapas de trabajo.

Através de este proyecto dimos solución a unos de los problemas que

aqueja a nuestra ciudad,a su vez obtuvimos de éste una experiencia de la

cual nos aterriza de una manera clara como nos podemos enfrentar como

profesionales en el área de Ingenieria Eléctrica.

12

INTRODUCCION

Mediante este Proyecto, se dará solución a uno de los problemas que se

vive frecuentemente en el campo eléctrico de la ciudad Santiago de Cali .

Por lo tanto, este trabajo va encaminado a ilustrar un enfoque a cerca de

cómo se debe manejar todo un proceso de diseño eléctrico desde un punto

de vista intuitivo y sencillo como es la planeación, hasta sus partes más

complejas como son los cálculos y codificación de los diferentes materiales

y equipos que en este se utilizan y por ende su respectiva simbología y

costo total del proyecto.

13

1. CARACTERISTICAS DEL SISTEMA ELECTRICO DE EMCALI Y

SUBESTACIONES.

1.1. Generalidades

El Sistema Eléctrico de EMCALI está interconectado con los sistemas de

EPSA y de la Central Hidroeléctrica del Río Anchicayá-CHIDRAL, quienes

a su vez están interconectados con el Sistema Nacional de Interconexión

Eléctrica S.A.-ISA y con la Central Hidroeléctrica de Betania CHB.

EMCALI compra en bloque toda la energía que distribuye.

El Sistema Eléctrico está constituido por una red de subtransmisión a 34.5

kV. y de distribución a 34.5 kV. y 13.2 kV. e infraestructura de distribución

a 115 kv.

En la actualidad el Sistema comprende varias subestaciones formando

algunas de ellas, anillos a 34.5 kV., mientras que otras se conectan

directamente al anillo de 115 kv.

14

A partir de las subestaciones de recibo, EMCALI cumple su propósito de

dos maneras :

- Distribuyendo la Energía en zonas aledañas a las subestaciones

conectadas a 115 kV. con circuitos a 13.2 kV. para los sectores

residencial, comercial e industrial pequeño y con circuitos a 34.5 kV.

para la gran industria; parte de esta industria pasará a servirse a nivel

de 115 kV.

- Transportando la Energía al interior de la ciudad a través de un sistema

de subtransmisión a 34.5 kV. y transformando esa Energía a 13.2 kV. en

las subestaciones propias de EMCALI. La distribución se hace a 13.2

kV. para todos los sectores atendidos.

Para nuestro proyecto están comprendidas dos Subestaciones que son

Diesel I y Diesel II, en la cuál se va a reformar todo el enlace de

subtransmisión a 34.5 KV que hace parte del anillo anteriormente

mencionado.

Mediante este proyecto se busca evitar al máximo un sinnúmero de

accidentes que se han presentado en el trayecto, por donde esta instalada

15

la línea de media tensión (34.5 KV), la cuál en algunos sectores está muy

cerca de los predios o en su defecto pasa por encima de estos. La zona

convergente afectada esta ubicada entre la calle 28 con carrera 6A, donde

se encuentra instalada la Subestación Diesel I, a la calle 34 con carrera 6A,

desviándose en un ángulo de 90 grados por la calle 34 hasta la carrera 8ª y

tomando un trayecto subterráneo a la calle 33A con carrera 8A, desde este

sitio toma rumbo por toda la calle 33A hasta la Autopista Sur donde esta

ubicada la Subestación Diesel II.

16

2. DIBUJO DEL SECTOR CON BASE EN 6 PLANCHAS.

3. LOCALIZACION Y LEVANTAMIENTO DE LA RED DE MEDIA

TENSION A 34.5 KV DESDE LA SUBESTACION DIESEL I HASTA

LA SUBESTACION DIESEL II.

La sustentación de estos dos ítems la presentamos bajo la cartografía que

tiene la Ciudad de Cali, la cuál nos permite tener un despliegue amplio de

la localización y de los barrios que hacen parte de este proyecto.

Teniendo ubicadas las Subestaciones Diesel I, Diesel II y todo el enlace de

subtransmisión a 34.5 KV, el cuál une estas dos Subestaciones haciendo

parte del anillo, se procede a localizar la red de baja tensión (BT), los

cruces de esta con la línea a 34.5 KV, el alumbrado publico (AP), arboles, y

una serie de aspectos que se identificarán en estos planos (ver anexo No.

1), todo esto lo planteamos haciendo un recorrido sobre el terreno;

partiendo de la Cartografía plasmada en los planos utilizados, a su vez

para dar un mayor enfoque en el problema que presenta esta línea a 34.5

KV, se tomaron una serie de fotos en los sectores críticos (ver anexo No. 2).

17

4. PLANO GENERAL DE LOCALIZACION DEL PROYECTO.

Ver anexo No. 3.

5. DISEÑO ELECTRICO.

5.1. REFORMA DE LA RED DE MEDIA TENSION A 34.5 KV ( DIESEL

I – DIESEL II )

Atendiendo a lo estipulado por la Norma de EMCALI, que la línea de

media tensión o el circuito a 34.5 KV debe estar como mínimo a tres metros

(3 Mts) de cada predio por donde esta pasa, se procede a ratificar los

sectores en los cuales debe presentarse reforma; esto se hace con lo hecho

en los ítems 1, 2 y 3.

Teniendo ya un previo conocimiento de como puede ir la línea o el circuito

en reforma y de los diferentes tramos que pueden presentarse, además de

las posibilidades que tenemos en cuestión de reforma, se tomo la más

adecuada al terreno teniendo muy encuenta el factor económico.

Para este proyecto La reforma estará presente de la siguiente forma:

- Desde la calle 28 con carrera 6A (sitio donde parte la Subestación Diesel

I), hasta la calle 34 con carrera 6A presenta problemas de acercamiento

18

a los predios lo cual determinamos nuestro primer tramo (Tramo 0);

para reformas en media tensión a 34.5 KV el “tramo diseñado” no debe

ser mayor a 600 Mts lo cual lo determina la Norma de EMCALI.

En esta tramo se dispondrá de una red con conjuntos en H y la red o los

dos circuitos estarán tendidos con un conductor 4/0 de Cobre Duro

Desnudo.

- El otro sector crítico esta localizado apartir de la calle 33A con carrera

8A hasta la calle 33A con transversal 29, para este sector determinamos

3 tramos (Tramo 1, 2 y 3), lo cual se hizo teniendo encuenta la

dimensión del tramo diseñado. En este sector se dispondrá de un

conductor 565.5 MCM – ACSR; solo se sacará un circuito de los dos por

la red a reformar (el cual pasa muy cerca de los predios), cumpliendo el

otro con la Norma, esto se hará por la mitad de la avenida con apoyos y

conjuntos para un diseño de circuito en triángulo.

- Para los sectores no mencionados cumplen con todo lo estipulado por

la norma, partiendo del problema que aqueja este enlace a 34.5 KV de la

distancia que debe tener la red a cada uno de los diferentes predios.

Los diferentes materiales y equipos que se van a utilizar se determinarán

apartir de una serie de análisis y cálculos en su preciso momento.

19

6. NORMA Y ESPECICICACION TECNICA DE CONSTRUCCION

PARA LA RED EN MEDIA TENSION A 34.5 KV .

6.1. Definiciones

Relacionamos a continuación, algunas de las más importantes definiciones

utilizadas por EMCALI, en la reglamentación de sus Normas de Energía y

en las que el proyecto de reforma del Enlace a 34.5 KV desde la

Subestación Diesel I hasta la Subestación Diesel II, tienen más

participación.

6.1.1. BAJA TENSION :

Nivel de tensión 1.

6.1.2. CALIBRE AWG :

Sistema para la denominación de la sección de los conductores de acuerdo

con las normas americanas (AMERICAN WIRE GAUGE).

6.1.3. CALIBRE MCM :

Sistema para la denominación de la sección de los conductores por encima

del calibre 4/0 AWG (Miles de circular mil).

20

6.1.4. CANALIZACION :

Conjunto de ductos y trincheras, por los cuales se llevan los conductores

de una red ó acometida eléctrica.

6.1.5. CORTOCIRCUITO :

Exceso de la corriente eléctrica producida por una falla del sistema

eléctrico.

6.1.6. DATOS BASICOS :

Parámetros de planeación necesarios para poder adelantar un diseño de

energía eléctrica, suministrados por la Unidad de Planeación de Energía de

EMCALI, en el caso de proyectos mayores o definidos por el diseñador en

el caso de proyectos menores.

6.1.7. EMCALI :

Establecimiento Público Empresas Municipales de Cali, creado por el

Consejo Municipal de Cali para reglamentar, operar, mantener y fomentar

las obras de los servicios de energía eléctrica, acueducto, alcantarillado y

teléfonos en los Municipios de Cali, Yumbo y Puerto Tejada y en su área de

influencia.

21

6.1.8. EQUIPO :

Término general que abarca material, accesorios, dispositivos, artefactos,

luminarias, aparatos y similares que se usan como parte de la instalación

eléctrica ó conectados a ella.

6.1.9. MEDIA TENSION :

Niveles de tensión 2 o 3.

6.1.10. MEDIOS DE DESCONEXION :

Dispositivo ó grupo de dispositivos u otros medios por los cuales los

conductores de un circuito pueden ser separados, abiertos ó aislados de su

fuente de suministro.

6.1.11. NODO :

Punto de derivación de una red, o donde existe cambio de calibre.

6.1.12. NORMA :

Documento que establece requisitos impuestos por las prácticas habituales

en la industria, ciencia ó tecnología. Tales documentos pueden incluir o

registrar ordenadamente términos, definiciones, símbolos; métodos de

medida, ensayos de parámetros o rendimientos de dispositivos, aparatos,

sistemas ó fenómenos; características, rendimiento y requisitos de

seguridad; dimensiones y valores nominales.

22

6.1.13. PREDIO :

Area de terreno, amparado por cédula catastral del respectivo municipio.

6.1.14. RED DE ALUMBRADO PUBLICO :

Conjunto de conductores que alimentan un circuito independiente para

alumbrado público.

6.1.15. RED DE DISTRIBUCION :

Conjunto de conductores de energía eléctrica con derivación(es) para la

alimentación de uno o varios usuarios (puede o no, incluir la línea de

alumbrado público).

6.1.16. RED DE DISTRIBUCION DE EMCALI :

Red de distribución de propiedad de EMCALI.

6.1.17. SISTEMA DE TIERRA :

Conjunto de conductores conectados a tierra que no transportan, en

condiciones normales, la corriente eléctrica y cuya función primaria es la

protección de equipos y personas.

6.1.18. SOBRECARGA :

Funcionamiento de un equipo por encima de su capacidad normal ó de

plena carga nominal, ó de un conductor con exceso de corriente sobre su

capacidad nominal sin llegar a producir cortocircuito.

23

6.1.19. SOBRECORRIENTE :

Cualquier valor, sobre la corriente nominal del equipo, ó sobre la

capacidad de corriente de un conductor. Puede ser causada por una

sobrecarga, un cortocircuito ó una falla a tierra.

6.1.20. TENSION :

Mayor valor eficaz de la diferencia de potencial entre dos conductores

cualesquiera del circuito a que pertenecen.

6.1.21. TENSION NIVEL 1 :

Diferencia potencial inferior a un (1) KV, suministrado en la modalidad de

trifásica ó monofásica.

Voltaje de servicio en la red de distribución, cuyos valores nominales para

EMCALI son :120, 208, ó 240 voltios.


Diferencia potencial mayor ó igual a un (1) kV y menor a treinta (30)kV,

suministrado en la modalidad trifásica ó monofásica.

Voltaje de servicio en la red de distribución y subtransmisión cuyo valor

nominal para EMCALI es 13.200 Voltios.


Diferencia de potencial mayor ó igual a treinta (30) kV y menor a sesenta y

dos (62) kV, suministrada en la modalidad trifásica.

24

Voltaje de servicio en la red de distribución y subtransmisión cuyo valor

nominal para EMCALI es 34.500 Voltios.

6.1.24. TRAMO :

Distancia entre dos nodos, donde la corriente eléctrica es igual.

6.1.25. USUARIO :

Persona que ocupa el predio ó edificio al que se le suministra servicio de

energía.

6.1.26. VANO :

Distancia horizontal entre dos apoyos consecutivos.

6.1.27. VANO PESO :

Suma de las distancias horizontales medidas entre los puntos más bajos de

un conductor a ambos lados de un apoyo.

6.1.28. VANO REGULADOR :

Tramo diseñado que asegura la mejor tensión mecánica media a lo largo de

una red o línea, de vanos no uniformes entre dos apoyos de retención.

6.1.29. VANO VIENTO :

Semisuma de los vanos adyacentes a un apoyo.

6.1.30. VIA PUBLICA :

Terreno de propiedad del estado, de libre uso para todos los habitantes del

territorio nacional, destinado al tránsito de personas, animales y vehículos.

25

6.1.31. ZONA DE PROTECCION AMBIENTAL DE LA VIA PUBLICA :

Zona localizada entre la línea de cordón o extremo de calzada y el andén

(Sin incluirlo).

TABLA No. A. Guía para determinar el nivel de cortocircuito simétrico en el áreade influencia de EMCALI.

NOMBRE DELA

Distancia a la subestación en metros

SUBESTACION 0 100 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000Nivel de cortocircuito en kA.

A 13.2 kV.JUANCHITO 35.0 27.6 21.1 15.9 12.8 10.7 9.2 8.0 7.1 6.4PANCE 17.9 17.4 13.6 11.2 9.6 8.3 7.4 6.6 6.0 5.5CENTRO 13.0 12.0 10.0 8.7 7.8 7.0 6.4 6.0 5.8 5.2MENGA 7.2 6.6 6.0 5.6 5.2 4.9 4.6 4.3 4.1 3.9SAN ANTONIO 25.3 21.5 17.4 13.7 11.3 9.6 8.4 7.4 6.7 6.0CHIPICHAPE 34.0 27.3 20.9 15.8 12.7 10.6 9.1 8.0 7.1 6.4AGUABLANCA 32.5 27.0 21.5 16.7 13.7 11.6 10.0 8.8 7.9 7.2MELENDEZ 31.4 25.9 20.6 16.2 13.3 11.3 9.8 8.7 7.8 7.1SAN LUIS 31.5 25.6 19.9 15.2 12.3 10.4 8.9 7.8 7.1 6.3SUR 18.2 15.6 13.3 11.3 9.8 8.7 7.8 7.0 6.4 5.9DIESEL I 18.5 15.6 13.1 10.9 9.3 8.1 7.2 6.5 5.9 5.4DIESEL II 19.2 16.3 13.6 11.2 9.6 8.3 7.4 6.6 6.0 5.5TERMOYUMBO 28.6 25.3 20.2 15.9 13.1 11.2 9.7 8.6 7.7 7.0A 34.5 kV.SAN LUIS 13.8 13.5 12.8 12.1 11.4 10.8 10.2 9.7 9.3 8.8TERMOYUMBO 15.0 14.5 13.9 13.0 12.2 11.5 10.8 10.3 9.7 9.3ARROYOHONDO

8.5 7.7 7.5 7.2 7.0 6.7 6.5 6.3 6.1 5.9

26

Proceso de cálculo

1. Ubique el proyecto en el plano del Municipio de Cali o de Yumbo.

2. Mida en línea recta la distancia entre su proyecto y las subestaciones más

cercanas.

3. De acuerdo con las distancias obtenidas y con base en la Tabla 1.3-1,

defina los niveles de cortocircuito.

4. El nivel de cortocircuito que debe utilizar en su proyecto es el mayor

calculado en el paso anterior.

Ejemplo :

1. El proyecto en cuestión está ubicado en la calle 13 entre carrera 65 y 66.

2. Las distancias desde este lugar a las subestaciones más cercanas, Meléndez

y Sur respectivamente, son 1.7 y 2.1 km.

3. Los niveles de cortocircuito desde estas dos subestaciones son :

Desde S.E. Sur :Menor que 6.4 kA.

Desde S.E. Meléndez : 7.8 kA.

4. Se escoge como nivel de cortocircuito, para este proyecto, el

correspondiente a la S.E. Meléndez. Para este caso se escogería 7.8 kA.

27

6.2. REDE AEREAS.

6.2.1. CONDUCTORES.

6.2.1.1. Tipos

Los conductores serán de aluminio cableado concéntrico clase AA,

reforzado con núcleo de acero recubierto , ACSR (Aluminium Cable Steel

Reinforced) compuestos, para redes de EMCALI, por 6 alambres de

aluminio y 1 de acero, hasta el No. 4/0 AWG y por 18 alambres de

aluminio y 1 de acero para el No. 477 MCM. Para redes particulares la

composición, para calibres iguales o inferiores al No. 4/0 será 6 alambres

de aluminio y 1 de acero, y para calibres superiores la composición es libre.

Los alambres de aluminio tendrán una conductividad mínima del 61 % a

20° C.

El calibre para la red de distribución en Media Tensión (34.5 KV) que se

utilizará para este proyecto es de 4/0 AWG Cobre desnudo para el tramo

0, que comprende desde la carrera 6A con calle 28 hasta la calle 34 con

carrera 6A y un conductor Parekeet calibre 556.5 MCM para los tramos 1,

2 y 3, comprende desde la calle 33A con carrera 8A hasta la calle 33A con

transversal 29.

28

Las principales características eléctricas de los conductores ACSR

figuran en la Tabla No. 1.

Las principales características físicas y mecánicas de los conductores

ACSR figuran en la Tabla No. 2.

La red se apoyará sobre postes de concreto, mediante crucetas y herrajes,

colocando retenidas en aquellos sitios donde las condiciones mecánicas así

lo requieran o de otra forma colocaremos apoyos autosoportados.

La red será trifásica sin neutro y tendrá las siguientes configuraciones:

- Nivel de 34.5 KV : Triangular. (Tramo 1, 2 y 3)

En H. (Tramo 0)

La conexión entre conductores se realizará así :

- Remates en terminales : 1 conector bimetálico de comprensión por

conductor.

- Puentes : 2 conectores bimetálicos tipo tornillo por conductor.

- Cruces : 1 conector bimetálico de comprensión por cada conductor

del circuito superior y dos conectores bimetálicos tipo tornillo por cada

conductor del circuito inferior.

29

6.2.1.2. SELECCION.

Antes de seleccionar el calibre de los conductores en la red de distribución

en media tensión debimos considerar los criterios sobre ubicación de

posteria. Teniendo en cuenta que las interdistancias máximas deberán ser

el doble de los valores que aparecerán a continuación.

6.2.1.2.1. Ubicación de Posteria.

Se ubicará la posteria así :

Redes de EMCALI : En el sector urbano, sobre el lado impar de las

placas de las casas (Lado izquierdo en el sentido de desplazamiento

direccional ascendente) en las vías arterias o avenidas de una calzada, con

una interdistancia máxima de 35 metros y sobre las vías locales o

secundarias de una calzada, con una interdistancia máxima de 30 metros.

En el sector rural, al lado de vías vehiculares, preferiblemente, o

peatonales, con una interdistancia máxima de 50 metros.

Debe tenerse en cuenta, en la ubicación de la posteria, las distancias

mínimas de seguridad, que figuran en la Tabla No. 3.

En la Tabla No. 4, figuran los criterios que se deben tener en cuenta para la

selección de los conductores en las redes aéreas de distribución en media

tensión de EMCALI. En ellos se ha considerado el criterio de planeamiento

30

que recomienda diseñar un circuito para atender carga eléctrica en

suplencia de otro circuito.

TABLA No.1. Características eléctricas de los conductores de aluminio

cableado concéntrico reforzado con núcleo de acero recubierto (ACSR).

Temperatura conductor 75°C. Separaciones entre conductores según

Norma de construcción. Conductividad del aluminio 61%.

Calibre R Xa Xd X Iconductor (Ohm/k

m)(Ohm/k

m)(Ohm-km) (Ohm-km) (Amperi

os)AWG oMCM

13.2 kV 34.5 kV 13.2 kV 34.5 kV

2 1.1446 0.4132 0.1119 0.1136 0.5251 0.5268 1801/0 0.7585 0.4076 0.1119 0.1136 0.5195 0.5212 2302/0 0.6061 0.3983 0.1119 0.1136 0.5102 0.5119 2704/0 0.4009 0.3610 0.1119 0.1136 0.4729 0.4746 340

397.5 0.1753 0.2740 0.1119 0.1136 0.3859 0.3876 590477 0.1463 0.2672 0.1119 0.1136 0.3791 0.3808 670

31

TABLA No. 2. Características físicas y mecánicas de los conductores

de aluminio cableado concéntrico reforzado con núcleo de acero

recubierto (ACSR).

Calibre Diámetro

Sección Peso Carga de Módulo deelas-

Coeficiente

conductor (mm) (mm2) (kg/km) rotura ticidadfinal

dilatación

AWG-MCM

(kg) (kg/mm2) lineal (1/ C)

2 6/1 8.01 33.62 135.6 1265 8000 19.1 x 10-61/0 6/1 10.11 53.49 215.9 1940 8000 19.1 x 10-6

2/0 6/1 11.34 67.43 272.1 2425 8000 19.1 x 10-6

4/0 6/1 14.31 107.20 432.5 3820 8000 19.1 x 10-618/1 18.87 201.40 641.5 4717 7000 21.2 x 10-6

397.5 30/7 20.44 201.40 923.3 9060 8000 17.8 x 10-626/7 19.88 201.40 811.7 7340 8000 18.9 x 10-6

477 18/1 20.68 241.70 770.9 5579 7000 21.2 x 10-6

Nota : Estos datos son aproximados.

TABLA No. 3. Distancias mínimas de seguridad (m).

32

SV: Separación VerticalSH: Separación Horizontal

ARRIBA EBT E13 E34 E115(*) E220(*) C MR A

ABAJO SV SH SV SH SV SH SV SH SV SH SV SH SV SH SV SHEBT 0.6 1.2 2.0 3.0 0.7 1.5 1.5 1.5E13 0.6 1.2 1.2 1.2 2.0 3.0 2.0 1.4 4.0 3.0 2.1E34 1.2 1.2 1.2 2.0 3.0 2.0 1.9 8.0 3.0 2.4C 0.7 1.4 1.9 0.8F 8.0 12.

58.5 12.

59.0 12.

58.0

MR 1.2 1.2AP 1.2 1.2 1.5 1.5A 0.6 1.5 2.4 2.1 2.4 2.4CA 0.8 0.8 0.8VA 6.5 0.8 7.0 0.8 7.5 0.8 6.0VB 6.0 0.5 6.5 0.5 7.0 0.5 5.5CP 5.0 1.0 6.0 1.0 6.5 1.0 5.0P 4.5 5.0 5.5 4.5ED 1.5 2.4 3.0 0.9T 0.7 1.4 1.9

EBT Red de energía de baja tensión CA Línea de borde de canalE13 Red de energía VLL = 13.2 kV VA Vía vehicular de alta densidad de tráficoE34 Red de energía VLL = 34.5 kV VB Vía vehicular de baja densidad de tráficoE115 Línea de energía VLL = 115 kV CP Camino privado (borde)E220 Línea de energía VLL = 220 kV P Vía peatonalC Línea de Comunicación ED EdificaciónF Línea férrea ( eje ) T Línea telefónica de EMCALIMR Malla metálica de protección o retenida (*) Consultar a la entidad correspondienteAP Sistema de alumbrado publico VLL Voltaje línea líneaA Arbol

33

TABLA No. 4. Selección de conductores en redes aéreas de media tensión

propiedad de EMCALI.

Voltaje Calibre Carga inicial dediseño

Carga máximanormal

Carga máxima ensuplencia

red ACSR (A) (MVA) (A) (MVA) (A) (MVA)(AWG/M

CM)2(*) > 0 -22 > 0 -

0.540 0.9 40 0.9

13.2 kV 4/0(**) > 22 - 68 > 0.5 -1.5

123 2.8 233 5.3

477 > 68 -182

> 1.5 -4.1

330 7.5 440 10.0

2 (*) > 0 - 22 > 0 -1.3

40 2.3 40 2.3

34.5 kV 4/0(**) > 22 -68

> 1.3 -4.0

123 7.3 233 13.9

477 > 68 -182

> 4 -10.8

330 19.7 440 26.2

(*) Siempre y cuando la corriente de cortocircuito sea igual o inferior a 6 kA.

(**) Siempre y cuando la corriente de cortocircuito sea igual o inferior a 12 kA.

6.2.2. APOYOS.

34

6.2.2.1. TIPOS.

Los apoyos, que sirven de soportes estructurales para la red, serán de

concreto armado, anulares o macizos (Vibrados, centrifugados o

pretensionados), de acuerdo con las características indicadas en la Tabla

No. 5. Los postes donde se requiera la instalación de sistemas de tierra,

tendrán un ducto interno de 19.1 mm (3/4”) de diámetro.

La cimentación requerida para los diferentes postes está definida en la

respectiva Normas de Construcción.

6.2.2.2. SELECCION.

6.2.2.2.1. Vanos Normales.

La Tabla No. 6, indicamos los criterios de selección de postes para vanos

normales urbanos y rurales.

6.2.2.2.2. Vanos desnivelados y/o mayores de 100 metros.

Cuando un diseño, se proyecte un vano mayor de 100 metros o cuando un

terreno tenga una pendiente mayor del 10 %, se deberá seguir el presente

procedimiento para la selección de los apoyos :

a) Selección del Vano Regulador.

35

Con base en las características del terreno, seleccionamos un valor de vano

regulador, el cual se define como el “tramo diseñado” que asegura la mejor

tensión mecánica media a lo largo de la red, de vanos no uniformes entre

dos estructuras de retención, y se expresa mediante la siguiente formula :

1/2a = a13 + a2 3....... + an3

a1+ a2 ........ + an

Donde :

a = Vano regulador, en m.

a1, a2 , ........, an = longitud del primero, segundo, ..... , n vano, entre dos

estructuras de retención.

b) Datos del Conductor.

E = Módulo de elasticidad final, en Kg/mm^2

L = Coeficiente de dilatación lineal, en 1/°C

TR = Carga a la rotura del conductor, en Kg.

D = Diámetro, en m

S = Area transversal, en mm^2

PC = Peso, en Kg/m

c) Datos de Carga del Viento.

36

Presión dinámica del viento = P = 32.85 Kg/m^2

(Corresponde a una velocidad de viento básico de 100 Km/h y a una

velocidad de viento de diseño de 88 Km/h).

d) Fuerza Resultante sobre el conductor.

Sin viento : Rsv = PC; (Kg/m)

Con viento : Rcv = (FV^2 + PC^2)^1/2; (Kg/m)

Donde FV = Fuerza del viento = 1.3 x P x D ; (Kg/m)

e) Datos de Temperatura.

Obtenemos los datos de temperatura mínima (Tmin) y temperatura

promedio (Tprom) correspondientes al sitio de ubicación de la red.

En el área de servicio de EMCALI, éstas pueden variar

aproximadamente entre los siguientes límites, dependiendo de la

altitud del terreno.

ALTITUD (m)

900 - 1100 1700 - 1800

Tmin 14.5 °C 7 °C

Tprom 23.5 °C 18.3 °C

Utilice, como temperatura máxima (Tmax), 60 °C.

37

f) Hipótesis de tendido del conductor.

La tensión final sin viento a la temperatura promedio es igual al 6 %

de la carga de rotura del conductor.

Como condiciones finales se entienden aquellas que toma el conductor

después de que ha sufrido la mayoría del fenómeno del CREEP el cual

es un deslizamiento o estiramiento interno del mismo, una vez que

sale del carrete. Se considera que a las 48 horas de instalado, el

conductor ya ha superado el 90 % de este fenómeno, y, en

consecuencia, se encuentra en condiciones finales.

Las condiciones iniciales son aquellas que tiene el conductor antes del

CREEP, o sea, tal como sale del carrete. Un método aproximado para

simular las condiciones iniciales de un conductor a una temperatura T

(°C), usando el módulo de elasticidad final del mismo, consiste en

averiguar, mediante la ecuación de cambio de estado, las condiciones

del conductor a una temperatura T – 22 °C. Se dice, entonces, que el

conductor, a la temperatura T, tiene las condiciones iniciales que

resultan a la temperatura T – 22 °C.

g) Ecuación de Cambio de Estado.

38

La ecuación de cambio de estado nos permitio determinar las

variaciones de las tensiones mecánicas de un conductor cuando se

modifica la temperatura del mismo.

Se expresa como :

t2k ( tk + S*E*L*Tk + (S*E*a2 /24)* (R2j / t2j) - tj - S*E*L*Tj )

= S*E*a2 * R2k / 24

Donde :

t = Tensión mecánica del conductor, en Kg

T = Temperatura, en °C

R = Fuerza resultante sobre el conductor, en Kg/m

(S, E, L, a, definidos con anterioridad).

Los subindices j y k corresponden a dos estados o situaciones diferentes en

que se encuentra el conductor.

h) Verificación de requisitos.

Utilizamos la ecuación del cambio de estado, y partiendo (estado j) de

la hipótesis mencionada en el numeral f), verificamos que se cumplen

las siguientes condiciones (estado k) :

39

h.1) La tensión final con viento a la temperatura mínima, o tensión

máxima, no debe ser mayor del 50% de la carga a la rotura del

conductor.

h.2) La tensión inicial sin viento a la temperatura mínima no debe ser

mayor del 25% de la carga de rotura del conductor.

h.3) La tensión final sin viento a la temperatura mínima no debe ser

mayor del 18.75% de la carga a la rotura del conductor.

Si algunas de estas condiciones no se cumple, se inicia de nuevo el

procedimiento de cálculo, tomando como hipótesis la condición que

precisamente no se cumplió, con los datos de temperatura y tensión

allí consignados. En este caso debe verificarse entonces que la tensión

final sin viento a la temperatura promedio, no sea mayor del 15% de

la carga a la rotura del conductor.

40

i) Elaboración de la Plantilla.

i.1) Curva de Flecha Mínima.

Es la representación de la curva del conductor a temperatura mínima,

en condiciones finales, sin viento.

En el ítem h.3), se calculó la tensión final sin viento a la temperatura

mínima = T1(Kg).

Mediante la siguiente ecuación de la catenaria, tabulamos datos de

vanos medios (ax/2) – vs – flecha (F), hasta un valor de vano medio

máximo esperado.

(sugerencia : tabular hasta un vano medio = 2 x vano regulador);

F = T1/PC (Cosh (PC/T1 x ax/2) – 1)

Donde F = flecha, en m.

Dibujamos la curva de flecha mínima. Utilicamos las siguientes

escalas: horizontal (vanos) : 1 : 2000; vertical (Flechas) : 1 : 500.

La curva la dibujamos, desde valores de -ax/2 hasta valores de ax/2.

41

i.2) Curva de Flecha Máxima.

Es la representación de la curva del conductor a temperatura máxima,

en condiciones finales, sin viento.

Mediante la ecuación de cambio de estado calculamos la tensión final

del conductor, a temperatura máxima (60°C) sin viento = T2 (kg).

Realicamos un procedimiento similar al de la curva de flecha mínima,

obteniendo una tabla de vanos medios (ax/2)-vs-flecha (F), utilizando

la misma ecuación, cambiando T1 por T2.

Utilizando las mismas escalas que en la curva de flecha mínima y a una

distancia prudente por debajo de dicha curva, dibujamos la curva de

flecha máxima.

i.3) Curva de terreno o de distancia mínima a tierra.

A una distancia igual a la distancia mínima a tierra (6.5 Mts) dibujamos,

por debajo de la curva de flecha máxima, la curva de terreno, o de

distancia mínima.

42

i.4) Curva de apoyos

Seleccionamos la altura de los apoyos, comenzando inicialmente con

postes de 11m, y, para un diseño óptimo, desde el punto de vista

económico (ver ítem O), debe repetirse el proceso con postes de 12, 13, 14 y

15 metros.

Seleccionamos la distancia de soporte de los conductores como se indica a

continuación :

Altura Poste (m) Distancia de soporte (m)

11 9.15

12 10.05

13 10.95

14 11.85

15 12.75

Por debajo de la curva de flecha máxima y a una distancia igual a la

distancia de soporte dibujamos la curva de apoyos.

j) Localización de apoyos

Dibujamos la plantilla con las curvas indicadas sobre un celuloide grueso o

acrílico transparente, dejando libre la porción entre las curvas de flecha

43

máxima y mínima y recortando, en la parte superior, por la curva de flecha

mínima y, en la parte inferior, por la curva de apoyos. Debe dejarse en las

partes laterales suficiente superficie para el manejo de la plantilla. La

plantilla debe cuadricularse, de tal forma que sea fácil su localización sobre

el terreno, para que los ejes (vertical y horizontal), coincidan entre ambos.

Sobre el perfil del terreno previamente levantado y dibujado a la misma

escala de la plantilla, de acuerdo con la ruta seleccionada, localicamos los

apoyos con la plantilla, mediante la curva de apoyos donde ésta corte con

el terreno. Simultáneamente dibujamos la curva de flecha máxima del

conductor, partiendo del apoyo inicial y cuidando que se respete, a través

de la curva de terreno, la distancia mínima a tierra. Respete los puntos de

variación de ángulo de deflexión de la red, los cuales son puntos obligados

de la misma.

Para terreno con depresiones debe verificarse, con la curva de flecha

mínima, si existen esfuerzos de levantamiento sobre algún apoyo. Para

calcular este esfuerzo, debe calcularse primero el vano peso que es igual a

la suma de las distancias horizontales medidas entre los puntos más bajos

44

del conductor a ambos lados del apoyo. Cuando el punto más bajo de un

vano se encuentra al otro lado de la estructura, se dice que el vano peso es

negativo. El esfuerzo que existirá, si existe vano peso negativo neto, se

calculará como el producto de dicho vano peso negativo, en m, por el peso

del conductor, en kg/m.

k) Verificación del vano regulador

Una vez localizados los apoyos sobre el terreno, debimos calcular el vano

regulador real, mediante la fórmula del ítem a). Si el vano regulador inicial

no se encuentra en un rango superior o inferior al 10% del vano regulador

real, debe reiniciarse el proceso utilizando ahora el vano regulador real.

l) Cálculo de vanos vientos

Calculamos, con base en el perfil de la línea, y para cada apoyo, el vano

viento (VV), el cual se define como la semisuma de los vanos reales

adyacentes al apoyo.

m) Selección de los apoyos

Seleccionamos los apoyos de acuerdo con los vanos vientos calculados, así:

45

CALIBRE CONDUCTOR VANO VIENTO ESTRUCTURA ACSR(AWG)MCM VV(m)_______________________ ______________ _______________

2 VV<=230 H - 2 x 510 kg 230<VV<=410 H - 2 x 750 kg 410<VV<=640 H - 2 x1050 kg

640<VV<=880 H - 2 x1350 kg

4/0 VV<=230 H - 2 x 750 kg 230<VV<=350 H - 2 x1050 kg

350<VV<=470 H - 2 x1350 kg

477 VV<=150 H - 2 x 750 kg 150<VV<=220 H - 2 x1050 kg

220<VV<=310 H - 2 x1350 kg

La estructura, para un apoyo de retención terminal, se especificará igual

que la del apoyo inmediatamente anterior.

Para vanos vientos superiores a los aquí establecidos, debe consultarse con

EMCALI.

Debe tenerse en cuenta que las alturas permitidas de los postes tendrán

que estar de acuerdo con las siguientes equivalencias :

Tensión (kg) Alturas (m)

510 11 a 13

750 11 a 14

1050 12 a 14

46

1350 13 y 14

Si al seleccionar el apoyo, no se cumple con esta correspondencia, debe

repetirse el proceso con la plantilla, utilizando una altura mayor que sí

cumpla con la anterior condición.

n) Distancia entre conductores en una estructura

Debe verificarse, para otros diseños no contemplados en esta proyecto, la

distancia mínima entre conductores de acuerdo con la fórmula siguiente :

D = 0.762 x kV + 8 ( 0.2117 S )½

donde :

kV = Voltaje línea - línea, en kV.,

S = Flecha, en cm., y

D = Separación mínima, en cm..

o) Optimización del diseño

El procedimiento explicado puede realizarse con diferentes alturas de

apoyos y para cada alternativa, calculando los costos de los apoyos más las

fundaciones correspondientes, seleccionando, al final, la alternativa que

ofrezca costos mínimos, optimizando así el diseño de la red.

47

p) Otras consideraciones

Para redes proyectadas sobre zonas de laderas, debe verificarse la distancia

mínima entre el conductor más cercano a la ladera y ésta, mediante el

levantamiento de las secciones transversales del terreno en cada apoyo

donde esto sucede, con el dibujo, a escala, de la estructura. Si la distancia

no se cumple, debe realizarse un ajuste al diseño, bien sea, aumentando de

altura los apoyos, ó variando la ruta de la red.

Nota : En el anexo No. 4 (ver anexo No. 4) presentamos un documento en

el cual se detalla todo el procedimiento mencionado anterior.

TABLA No. 5. Características postes de concreto (Norma Icontec 1329).

Longitud Carga de Diámetros (cm)Total (m) Diseño (Kg) Cima Base

12 510 14.0 32.012 750 14.0 32.012 1050 19.0 37.013 510 14.0 33.513 750 14.0 33.513 1050 19.0 38.513 1350 20.0 39.514 750 16.0 37.014 1050 19.0 40.014 1350 20.0 41.0

48

TABLA No.6. Selección de postería de redes en media Tensión.

Localización Conductor red Tipo de red Tipo de conjunto Especifi-cación

sector ACSR(AWG-MCM) baja tensión red media tensión poste (mxKg)

No existe o Suspensión No cercano a cruce 12x510existe sin A.P Cercano a cruce 13x510

o con A.P Retención 1 nivel No cercano a cruce 12x5102 70W-Sodio Cercano a cruce 13x510

2 niveles 13x510Con A.P de cualquiera 14x750150W-SodioNo existe o Suspensión No cercano a cruce 12x750

existe sin A.P Cercano a cruce 13x750URBANO o con A.P Retención 1 nivel No cercano a cruce 12x1050

VV.M : 4/0 70W-Sodio Cercano a cruce 13x1050Primario=70m 2 niveles 13x1050

Secundario=35m Con A.P de Suspensión 14x750Pendiente 150W-Sodio Retención 14x1050

máxima = 10% No existe o Suspensión No cercano a cruce 13x1050existe sin A.P Cercano a cruce 14x1050

o con A.P Retención 1 nivel No cercano a cruce 13x1350477 70W-Sodio Cercano a cruce 14x1350

2 niveles 14x1350Con A.P de Suspensión 14x1050150W Sodio Retención 14x1350

Suspensión No cercano a cruce 12x750Cercano a cruce 13x750

2 Retención 1 nivel No cercano a cruce 12x750Cercano a cruce 13x750

2 niveles 13x750No existe o Suspensión No cercano a cruce 12x1050

RURAL existe sin A.P Cercano a cruce 13x1050V.V.M : o con A.P Retención 1 nivel No cercano a cruce 12x1050

Primario=100m 4/0 70W-Sodio Cercano a cruce 13x1050Secundario=50m 2 niveles 13x1050

(*) Suspensión No cercano a cruce 13x1350Pendiente Cercano a cruce 14x1350

máxima=10% 477 Retención 1 nivel No cercano a cruce 13x1350Cercano a cruce 14x1350

2 niveles 14x1350

V.V.M = Vano Viento Máximo A.P = Alumbrado Publico

(*) : Para redes rurales, las especificaciones de los postes corresponden aexigencias mínimas y considerando una pendiente máxima del terreno,entre apoyos consecutivos, del 10 %.Para condiciones diferentes a la aquí estipuladas, y de acuerdo con elprocedimiento general que se suministra en las Normas, se podrán utilizaradicionalmente los siguientes postes, incluyendo la conformación deestructuras en H, entre ellos:Red 2 ACSR: 12m x 750kg, 13m x 750kg, 12m x 1050kg, 13m x 1050kg, 14m

x 1050 kg, 13m x 1350kg ó 14m x 1350kg.Red 4/0 ACSR: 14m x 1050kg, 13m x 1350kg ó 14m x 1350kg.

Nota : La postería primaria se considera suficiente para instalar un tendidosecundario, como si se tratara en postería de 510 kg.

49

6.2.3. CONJUNTOS.

Las rede de Subtransmisión aérea en media tensión disponen de diferentes

tipos de materiales (Herrajes y Aisladores) que conforman los conjuntos

primarios que sirven de apoyo y fijación a los conductores que transportan

la energía eléctrica.

Los aisladores serán de porcelana así (referencia ICONTEC) :

34.5 KV Norma ICONTEC

Para estructuras en suspensión :

Aislador tipo espigo EA-3 733

Para estructura en retención :

Aislador de suspensión As-4 1170

6.2.3.1. TIPOS.

De acuerdo con la Topografía del terreno los conjuntos podrán ser :

Estructuras en triángulo (34.5 KV) : Para la utilización en sectores

urbanos y rurales con vanos iguales o menores a 100 metros.

Estructuras en H (13.2 KV – 34.5 KV) : Para utilizar en sectores rurales

cuando la topografía del terreno permite utilizar vanos largos.

50

De acuerdo con el diseño especifico de la red, los conjuntos se clasifican

en :

a) Estructuras en Suspención.

Se utilizaron para alineamientos o ángulos pequeños de la red. Los

conductores, sin apertura, son soportados sobre aisladores de espigo.

A esta clase pertenecen los siguientes conjuntos básicos :

- Corrido Sencillo : 1 Cruceta

- Corrido en ángulo : 2 crucetas

b) Estructuras en retención.

Se utilizaron generalmente para cambios pronunciados en las ruta de la

rede, donde se hace necesario la apertura de los conductores. Estos se fijan

a la estructura mediante aisladores de suspención.

Pertenecen a este tipo de estructura el conjunto doble terminal el cual se

utilizo para cambios pronunciados en la ruta de la red o para cambio de

calibre de conductores o cuando se termina la longitud del conductor en

los carretes en el proceso de construcción, o cuando, por facilidad de

construcción y/o operación, es necesario realizar apertura en la red

(2 Crucetas).

c) Estructuras Terminales.

Se utilizaron donde la red finaliza (2 crucetas).

51

d) Combinación de conjuntos.

Es posible, combinando los conjuntos anteriores, obtener otro tipo de

conjuntos con dos niveles o alturas sobre el nivel de piso. Entre ellos se

encuentran, entre otros :

- Corrido y terminal (0 corrido y arranque).

- Terminal – terminal.

6.2.3.2. Selección.

La selección de los conjuntos en media tensión la realizamos según el

ángulo de deflexión de la red o la topología del circuito, habiéndose

elegido previamente el tipo de conjunto de acuerdo con la topografía del

terreno.

En la Tabla No. 7. Se indica los criterios para la selección de los conjuntos

en media tensión.

TABLA No. 7. Criterios de selección para conjuntos en media tensión.

Conjuntos Básicos Angulo de deflexión de lared (en grados)

Corrido sencillo 0 - 3 Corrido en ángulo > 3 - 30 Doble terminal > 30 - 60 (*) Terminal - Terminal > 60(*) Puede utilizarse para ángulos menores a los indicados cuando

se hace necesaria la apertura de la red.Nota: Otros conjuntos se forman con combinaciones de los

conjuntos básicos de acuerdo con la topología del circuito.

52

6.2.4. RETENIDAS.

Las retenidas se utilizan para compensar fuerzas producidas por tensiones

mecánicas de conductores y, en consecuencia, su dirección será opuesta a

la fuerza resultante debida a la tensión de dichos conductores. Para este

proyecto si es necesario utilizarlas se harán de lo contrario utilizaremos

apoyos Autosoportados ya antes mencionados.

6.2.4.1. TIPOS

Se utilizan las siguientes retenidas :

6.2.4.1.1. Retenida directa a tierra.

Esta conformada básicamente por un cable tensor de acero de extra alta

resistencia (una rienda) y su correspondiente anclaje, éste último mediante

varilla de acero y zapata de concreto.

6.2.4.1.2. Retenida a perfil metálico en U.

Conformada por un cable tensor de acero de extra alta resistencia (una o

dos riendas), soportado a una estructura o perfil metálico en U, que le sirve

de anclaje.

6.2.4.1.3. Retenida pie de amigo.

Compuesta por un poste de concreto que se apoya a través de una grapa

metálica al poste para retenerlo.

53

6.2.4.1.4. Retenida poste a poste.

Está compuesta por un cable tensor de acero de extra alta resistencia (una

rienda) instalado entre dos postes contiguos.

Las retenidas directas, con perfil en U y poste a poste, por seguridad,

estarán aisladas eléctricamente, mediante un aislador tipo tensor clase At-

4, para redes a 34.5 kV (Norma ICONTEC 694), instalado en el cable tensor

de las mismas.

En la Tabla No. 8, se muestran los diferentes tipos de retenidas y su

utilización en las redes de media tensión.

6.2.4.2. Selección.

Las retenidas directas a tierra, a perfil metálico en U, pie de amigo y poste

a poste se seleccionan según los siguientes criterios:

6.2.4.2.1. Retenida directa a tierra.

Se utiliza en todos aquellos casos donde se disponga del espacio suficiente

(7 m.) para su instalación y su localización no ocasione conflictos a su

entorno .

54

6.2.4.2.2. Retenida a perfil metálico en U.

Su utilización está restringida a aquellos casos en los que por falta de

espacio (3 m.), o por conflictos en su entorno, no se pueda instalar una

retenida directa a tierra.

6.2.4.2.3. Retenida pie de amigo.

Se utiliza en aquellos casos en los que por falta de espacio no se pueden

utilizar retenidas directa a tierra ni a perfil metálico en U, con excepción de

aquellos postes con conjuntos terminal (final de circuito) o doble terminal

en alineamiento, es decir, sin ángulo de deflexión. Su localización es

contraria y opuesta a la de las anteriores retenidas.

6.2.4.2.4. Retenida poste a poste.

Se puede utilizar en los siguientes casos:

a) Para retener dos tendidos iguales entre sí, cuyos apoyos (postes),

están contiguos y las redes en alineamiento.

b) En aquellos casos en los que por falta de espacio, no se puede

soportar la red mediante retenidas directa a tierra o a perfil metálico

en U, trasladando la retención a un sitio que lo permita más

adelante.

55

Llevarán retenida todos los conjuntos, con excepción de los conjuntos con

suspensión (corridos) o retención a un nivel (doble terminal) con ángulos

menores o iguales a los que se especifican en la Tabla No. 9, para

condiciones de vanos de vientos máximos de 70m en el sector urbano.

Las retenidas se colocarán para contrarrestar la carga debida a la tensión

de los conductores y su dirección será, en consecuencia, contraria a la de la

fuerza resultante debida a la tensión de los conductores.

TABLA No 8. Utilización de retenidas

Especificación red Media Tensión(calibre conductor)

Directa

ConPerfil

ConPerfil

Poste aposte

calibre AWG/MCM-ACSR 1rienda

1rienda

2riendas

1 rienda

12 1 1

1 11

14/0 1

1 11 1

2477 1

2 11 1

Nota: Para cualquier otra combinación de redes (media y baja tensión), secolocará retenida independiente para cada tipo de red.

56

TABLA No 9. Máximos ángulos de deflexión (grados) en conjuntoscorridos y dobles terminales sin utilización de retenidas.

Calibre Conductorred

ACSR(AWG/MCM)

Tipo de conjunto Sector urbano Sector rural

2 Susp. o retención 3 54/0 Suspensión 4 4

Retención 10 4 477 Suspensión 5 4

Retención 9 4

6.2.5. PASES SUBTERRÁNEOS.

La red aérea en media tensión requirio en algunos casos especiales,

transiciones aérea-subterránea-aérea ocasionadas por :

- Cruce de vías principales.

- Cambio de dirección de un circuito en sitios de difícil instalación de

retenidas.

- Obstáculos existentes sobre el eje de su alineamiento.

- Otros a juicio de EMCALI.

57

Los tramos aéreo-subterráneos y viceversa lo realizaremos mediante

conductores monopolares de cobre aislado 100% en polietileno reticulado

(90°C) para 15 kV, en redes de 13.2 kV y para 35 kV, en redes de 34.5 kV, a

través de ductos metálicos galvanizados, fijados al poste de concreto

mediante cintas y hebillas de acero inoxidable.

Los ductos metálicos llegarán, como mínimo, a una cámara de desviación

de dos vías (D2), al pie de cada poste. Posteriormente los conductores, en

el tramo subterráneo, se llevarán en un ducto P.V.C. , o de asbesto

cemento, hasta el poste, donde la red continuará siendo aérea.

6.2.5.1. Cámaras.

6.2.5.1.1. Tipos

Las cámaras subterráneas para rede en media tensión será la siguiente:

Tipo Dimensiones (cm)

Inspección 1 nivel (I1) 70x100x120

Inspección 2 niveles (I2) 80x100x140

Tiro (T) 120x230x180

58

Desviación 2 vías (D2) 160x160x180



Maniobra (M) 300x480x250

Transformación y Maniobra (TM) 330X540X300

6.2.5.1.2. Selección.

Para seleccionar las cámaras de media tensión se tuvo en cuenta los

siguientes criterios sobre su utilización :

Inspección 1 nivel (I1).

Inspección y desviación (0-30°) de redes en media o media y baja tensión,

donde solamente existe 1 nivel de ductos en media tensión. Incluye halado

y empalme de redes en baja tensión.

Distancia máxima entre cámaras = 80 metros.

59

Inspección 2 niveles (I2).

Inspección y desviación (0-30°) de redes en media o media y baja tensión,

donde existen dos niveles de ductos en media tensión. Incluye halado y

empalme de redes en baja tensión.

Distancia máxima entre cámaras = 80 metros.

Tipo (T).

Halado, inspección, empalme y desviación (0-45°) de redes en media o

media y baja tensión.

La distancia máxima entre cámaras será de 200 metros siempre y cuando la

suma de los ángulos de deflexión de la red en media tensión en el tramo

entre las cámaras de halado sea menor o igual a 20 .

La distancia máxima entre cámaras será de 150 metros siempre y cuando la

suma de los ángulos de deflexión de la red en media tensión en el tramo

entre las cámara de halado sea menor o igual a 30°.

Desviación 2 vías (D2).

Halado, inspección, empalme y desviación (45°-135°) de redes en media o

media y baja tensión.

Debe localizarse de acuerdo con la necesidad del proyecto específico.

60


Halado, inspección, empalme y desviación (0-135°), 3 direcciones (en T), de

redes en media y baja tensión.

Debe localizarse sobre las intersecciones de vías en forma de " T " o de

acuerdo con las necesidades del proyecto específico.


Halado, inspección, empalme y desviación (0 hasta ± 135°), 4 direcciones

(en cruz), de redes en media o media y baja tensión.

Debe localizarse en las esquinas, o de acuerdo con las necesidades del

proyecto específico.

Maniobra (M)

Halado, inspección, empalme y desviación (0-45°), de redes en media o

media y baja tensión e instalación de una caja de maniobra (4 a 6 vías), 1 ó

2 barrajes elastoméricos de 4 vías cada uno y motobomba.

Debe localizarse de acuerdo con los datos básicos de los proyectos.

61

Transformación y maniobra (TM).

Halado, inspección, empalme y desviación (0-135°),de redes en media o

media y baja tensión, e instalación de transformador tipo subterráneo

(máximo 500 KVA), 1 caja de maniobra (4 a 6 vías), 1 o 2 barrajes

elastoméricos de 4 vías cada uno, tablero de baja tensión y motobomba.

Debe localizarse de acuerdo con las cargas eléctricas del respectivo

proyecto, buscando su centro de carga, y de conformidad con los datos

básicos del mismo.

6.2.5.2. Canalización.

La canalización se realizará de conformidad con los siguientes criterios :

6.2.5.2.1. Profundidad de los ductos (distancia desde el nivel del

terreno hasta la superficie superior de los ductos.)

a) 1 circuito en media tensión : 100 cm.

b) 2 circuitos en media tensión : 100 cm. (1 circuito) y 120 cm (otro

circuito).

6.2.5.2.2. Separación entre ductos.

La separación horizontal y vertical entre eje de ductos será de 20 cm.

62

6.2.5.2.3. Separación de los ductos a la trinchera.

a) Separación lateral (distancia entre el lado del ducto más cercano a la

trinchera y ésta) : 10 cm.

b) Separación inferior (distancia entre la parte inferior del ducto y el

fondo de la trinchera ) : 5 cm.

6.2.5.2.4. Desnivel de los ductos en el terreno : 0.05

Los conductores monopolares de cobre se seleccionarán de acuerdo con el

conductor de la red aérea en ACSR como se indica en la Tabla No. 10 y los

ductos según Tabla No. 11.

Las uniones entre los conductores subterráneos en cobre y los conductores

aéreos en ACSR se realizarán mediante terminales premoldeados tipo

exterior, para 35 kV en el caso de esta rede a 34.5 kV.

En el poste adyacente a la transición se instalará un juego de pararrayos.

En los pases subterráneos los conductores que se conectan a la red aérea

serán de cobre duro desnudo y se seleccionarán de conformidad con la

Tabla No. 12. Las conexiones entre estos conductores de cobre y los de

ACSR se realizarán mediante conectores bimetálicos tipo tornillo (2 por

conductor).

63

Tabla No. 10. Selección de conductores para pases subterráneos en mediatensión.

CALIBRE DEMANDA MAXIMACONDUCTOR Cobre ( Monopolar 15 KV/ 35 KV ) AWG/MCM(AWG/MCM) Voltaje 13.2 KV Voltaje 34.5 KV

2 2 1/0

1/0 1/0 1/0

2/0 – 3/0 2/0 2/0

4/0 4/0 4/0

397.5 a 477 500 500

Tabla No. 11. . Selección del diámetro de los ductos para pases subterráneosen media tensión.

CALIBRE DIAMETRO DEL DUCTO(*)CONDUCTOR SISTEMA EMCALI SISTEMA PARTICULAR

Cu- MEDIATENSION

13.2 kV 34.5 kV 13.2 kV 34.5 kV

(AWG/MCM) mm. pulg. mm. pulg. mm. pulg. mm. pulg.2 76.2 3 --- --- 76.2 3 --- ---

1/0 --- --- 101.6 4 --- ---- 101.6 42/0 --- --- --- --- --- --- 101.6 44/0 101.6 4 101.6 4 101.6 4 ---- ----

500 (*) (1) (2)

76.2101.6

34

76.2152.4

36

-------

------

------

------

(*) Todos los conductores irán por el mismo ducto, con excepción del conductor500 MCM-Cu para el sistema EMCALI, donde cada conductor irá por un ducto.

64

Tabla No. 12. Selección de conductores bajantes aéreos para pasessubterráneos en media tensión.

Conductor red AéreaACSR ( AWG/MCM )

Conductor bajante ( Cu-DD)( AWG )

2 41/0 a 3/0 2

4/0 1/0397.5 a 477 4/0

6.2.6. SISTEMA DE TIERRA.

6.2.6.1. Generalidades.

El sistema de puesta a tierra tiene como finalidad la protección de la vida

de las personas, de los equipos contra daños por sobretensiones y además

proporcionar al sistema eléctrico una adecuada conducción de las

corrientes de falla a tierra. Es necesario, para que un sistema de puesta a

tierra sea eficiente y confiable, además del número de electrodos y

elementos requeridos, que se disponga de valores de resistencia a tierra

adecuados, los cuales deben medirse en sitio, y confrontarlos con los

límites establecidos, a fin de garantizar el evacuación rápida y segura de

las corrientes de falla.

En la red aérea en media tensión a 34.5 KV, el sistema de puesta a tierra se

construye con electrodos. Un electrodo lo constituye generalmente una

65

varilla sólida de cobre o acero con recubrimiento de cobre de 15.9 x 2400

mm (5/8" x 8'), con su respectivo conector (o con soldadura tipo

termofundente), utilizando, como medio de conexión, cable de cobre duro

desnudo.

6.2.6.2. Instalación de puestas a tierra.

En la red aérea en media tensión a 34.5 Kv serán puestos a tierra

sólidamente los siguientes puntos :

- Los pararrayos que se deben localizar en los extremos de un pase

subterráneo, sobre una cruceta localizada a 1 metro por encima de la

parte superior de los terminales exteriores, los cuales se sujetarán en

cruceta adicional y todo el conjunto sobre un poste primario. Debe

unirse al conductor de tierra, en cada extremo, el conductor de

apantallamiento de los conductores subterráneos.

- Cada pararrayos tendrá su puesta a tierra independiente. Sin

embargo, se deberá colocar, en el tramo subterráneo y a través de la

trinchera de la canalización, directamente enterrado, un conductor

adicional de tierra uniendo ambas puestas de tierra y de igual calibre

que los conductores bajantes de tierra.

66

Los conductores bajantes de tierra se instalarán sobre los ductos internos

de 19 mm. (3/4") de diámetro que deben tener los dos postes primarios

adyacentes al pase subterráneo. Si alguno de los postes, o ambos, no

poseen ducto interno, se deberá instalar el conductor de puesta a tierra a

través de un ducto exterior metálico de 19.1 mm. (3/4") de diámetro.

- Celdas de media tensión en subestaciones, a través del conductor de

puesta a tierra que irá a la vista y se conectará con un electrodo en la

malla de tierra de la subestación.

6.2.6.3. Selección del conductor de puesta a tierra.

a) Para pararrayos ubicados en los extremos de un pase subterráneo en

media tensión, el conductor de puesta a tierra será de cobre

desnudo # 4 AWG.

Igualmente, en este caso, el conductor que conectará ambos

electrodos de tierra, como se mencionó en la tabla No. 11, será de

Cobre duro desnudo No.4 AWG.

67

7. DISEÑO ELECTRICO FINAL.

7.1. ESTUDIO DE ESFUEZOS MECANICOS.

CALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICASCALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICASCALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICASCALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICAS

FECHA: Octubre 13 de 2.000PROYECTO: Reforma línea eléctrica Diesel I – Diesel II ( tramo 0)CALCULO: James Guevara Londoño Terry Leoncio Cortes GonzalesVOLTAJE : 34.5 KV

DATOS HILO CONDUCTOR

PRESION DEL VIENTO: ( en sección longitudinal) Pv: 23.24 Kg/ Mt2Pv: 0.31 Kg/ Mt

CONDUCTOR:CALIBRE: ( Ver datos de los conductores y asignar# de item-última hoja) ........... 1TIPO: ........... Cobre DesnudoMODULO DE ELASTICIDAD FINAL: E......... 12660 Kg/mm2COEFICIENTE DILATACIÓN LINEAL: ALFA... 1.70E-05 (/°C)GARGA A LA ROTURA: T........... 4152 KgDIÁMETRO: D......... 13.26 mmAREA: S......... 107.2 mm2PESO: P.......... 972 Kg/Km

p.......... 0.97 Kg/ Mtw.......... 9.07E-03 Kg/m/mm2

CONDUCTOR ACSR CALIBRE.......... 4/0ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR 1000 Mt

CONDICIONES DE TEMPERATURA:Grados centígrados (°C)

CONDICIONES ALTITUD (Mts) SELECCIONADAS1000 1700-

1800MINIMA 14.5 7.0 14.5 °CPROMEDIO 23.5 18.3 23.5 °CMÁXIMA 60.0 60.0 60.0 °C

VANO REGULADOR CALCULADO .........................................a: 64 Mts

Distancia mínima a tierra .................................................... 6.5 Mts

Vanos ( metros)

65 70 65 70 65 65 60 60 48

68

REQUISITOS SEGÚN LAS NORMAS EMCALI E.I.C.E. E.S.P.(Resolución No. GE-080 de 1997)

CONDUCTOR: Cobre DesnudoVIANO REGULADOR: 64 MetrosPROYECTO: Reforma línea eléctrica Diesel I – Diesel II ( tramo 0)

Parámetros TensiónRequisito

Condición TensiónCalculada

Unidades

TENSIÓN FINAL CON VIENTO A Tmin NO MAYOR AL 50% Tr 2,076.00 Mayor que 743.00 Kg

TENSIÓN INICIAL SIN VIENTO A Tmin NO MAYOR AL 25% Tr 1,038.00 Mayor que 995.00 Kg

TENSIÓN FINAL SIN VIENTO A Tmin NO MAYOR AL 18.75%Tr 778.50 Mayor que 706.00 Kg

TENSIÓN FINAL SIN VIENTO A Tprom NO MAYOR AL 15% Tr 622,80 Mayor que 622.80 Kg

TABLAS DE FLECHAS Y TENSIONES

CONDICIONES INICIALES CONDICIONES FINALESTENSIÓN ( Kg) TENSIÓN ( Kg)

Temperatura°C

Condiciónde carga

Longitud Horizont.FLECHA

(Mt Longitud Horizont.FLECHA

(Mt)14.5 Con V/to 743.00 740.39 0.67

23.5 Sin V/to 995.00 993.05 0.50 706.00 703.52 0.71

60 Sin V/to 890.00 888.26 0.56 622.80 620.61 0.80

5 Sin V/to 1.157.00 1.154.74 0.43 815.00 812.14 0.61

10 Sin V/to 1.070.00 1.067.91 0.47 755.00 752.35 0.66

15 Sin V/to 987.00 985.07 0.51 701.00 698.54 0.71

20 Sin V/to 911.00 909.22 0.55 653.00 650.71 0.76

25 Sin V/to 841.00 839.36 0.59 611.00 608.86 0.82

30 Sin V/to 778.00 776.48 0.64 574.00 571.99 0.87

35 Sin V/to 722.00 720.59 0.69 541.00 539.10 0.92

40 Sin V/to 672.00 670.69 0.74 513.00 511.20 0.97

45 Sin V/to 627.00 625.77 0.80 487.00 485.29 1.03

50 Sin V/to 588.00 586.85 0.85 464.00 462.37 1.08

55 Sin V/to 554.00 552.92 0.90 444.00 442.44 1.12

60 Sin V/to 524.00 522.98 0.95 426.00 424.50 1.17

69

PLANTILLA PARA LOCALIZACION DE APOYOSCALCULO DE LAS FLECHAS


CURVA CALIENTE CURVA FRIATensión de diseño 424.50 Kg

(a TMAX sin viento)

Temperatura MÁXIMA: 60°C

Tensión de diseño 703.52 Kg

(a TMAX sin viento)

Temperatura MINIMA: 14.5°C

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

10 0.03 230 15.229 10 0.03 230 15.23

20 0.11 240 16.590 20 0.11 240 16.59

35 0.35 250 18.011 35 0.26 250 18.01

40 0.46 260 19.491 40 0.46 260 19.49

50 0.72 270 21.032 50 0.72 270 21.03

60 1.03 280 22.632 60 1.03 280 22.63

70 1.40 290 24.293 70 1.40 290 24.29

80 1.83 300 26.014 80 1.83 300 26.01

90 2.32 310 27.795 90 2.32 310 27.80

100 2.87 320 29.638 100 2.87 320 29.64

110 3.47 330 31.541 110 3.47 330 31.54

120 4.13 340 33.506 120 4.13 340 33.51

130 4.85 350 35.533 130 4.85 350 35.53

140 5.62 360 37.622 140 5.62 360 37.62

150 6.46 370 39.772 150 6.46 370 39.77

160 7.35 380 41.986 160 7.35 380 41.99

170 8.30 390 44.261 170 8.30 390 44.26

180 9.31 400 46.600 180 9.31 400 46.60

190 10.37 410 49.003 190 10.37 410 49.00

200 11.50 430 53.999 200 11.50 430 54.00

220 13.93 440 56.593 220 13.93 440 56.59

70

TABLA DE TENDIDO


Vano real ( Mts)60 70 65 70 65 65 60

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 1.157.00 0.44 0.52 0.44 0.52 0.44 0.44 0.38

10 1.070.00 0.48 0.56 0.48 0.56 0.48 0.48 0.41

15 987.00 0.52 0.60 0.52 0.60 0.52 0.52 0.44

20 911.00 0.56 0.65 0.56 0.65 0.56 0.56 0.48

25 841.00 0.61 0.71 0.61 0.71 0.61 0.61 0.52

30 778.00 0.66 0.77 0.66 0.77 0.66 0.66 0.56

35 722.00 0.71 0.83 0.71 0.83 0.71 0.71 0.61

40 672.00 0.77 0.89 0.77 0.89 0.77 0.77 0.65

45 627.00 0.82 0.95 0.82 0.95 0.82 0.82 0.70

50 588.00 0.87 1.01 0.87 1.01 0.87 0.87 0.75

55 554.00 0.93 1.08 0.93 1.08 0.93 0.93 0.79

60 333.00 0.98 1.14 0.98 1.14 0.98 0.98 0.84

TABLA DE VERIFICACIONTABLA DE VERIFICACIONTABLA DE VERIFICACIONTABLA DE VERIFICACION

Vano real ( Mts)60 70 65 70 65 65 60

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 815.00 0.63 0.73 0.63 0.73 0.63 0.63 0.54

10 1.070.00 0.68 0.79 0.68 0.79 0.68 0.68 0.58

15 987.00 0.73 0.85 0.73 0.85 0.73 0.73 0.62

20 911.00 0.79 0.91 0.79 0.91 0.79 0.79 0.67

25 841.00 0.84 0.97 0.84 0.97 0.84 0.84 0.72

30 778.00 0.89 1.04 0.89 1.04 0.89 0.89 0.76

35 722.00 0.95 1.10 0.95 1.10 0.95 0.95 0.81

40 672.00 1.00 1.16 1.00 1.16 1.00 1.00 0.85

45 627.00 1.05 1.22 1.05 1.22 1.05 1.05 0.90

50 588.00 1.11 1.28 1.11 1.28 1.11 1.11 0.94

55 554.00 1.16 1.34 1.16 1.34 1.16 1.16 0.99

60 524.00 1.21 1.40 1.21 1.40 1.21 1.21 1.03

71

TABLA DE TENDIDO


Vano real ( Mts)60 47.5

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 1.157.00 0.38 0.24 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 1.070.00 0.41 0.26 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

15 987.00 0.44 0.28 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

20 911.00 0.48 0.30 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

25 841.00 0.52 0.33 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

30 778.00 0.56 0.35 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

35 722.00 0.61 0.38 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

40 672.00 0.65 0.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

45 627.00 0.70 0.44 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

50 588.00 0.75 0.47 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

55 554.00 0.79 0.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60 333.00 0.84 0.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


Vano real ( Mts)60 47.5 0 0 0 0 0

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 815.00 0.54| 0.34 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 1.070.00 0.58 0.36 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

15 987.00 0.62 0.39 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

20 911.00 0.67 0.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

25 841.00 0.72 0.45 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

30 778.00 0.76 0.48 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

35 722.00 0.81 0.51 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

40 672.00 0.85 0.53 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

45 627.00 0.90 0.56 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

50 588.00 0.94 0.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

55 554.00 0.99 0.62 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60 524.00 1.03 0.64 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

72

CARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURASCARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURASCARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURASCARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURAS

CONDUCTOR: Cobre DesnudoVANO REGULADOR: 64 Metros (Ver Anexo No. 5)PROYECTO: Reforma línea eléctrica Diesel I – Diesel II ( tramo 0)

REGIMEN NORMALC.

LONGCARGA

TRANSVERSALCARGA

VERTICAL

TIPOESTRUCTURA

DENOMIN RANGODEFLEXIÓN

FL FC FE FA PE PTSUSPENSION A2-2 0< - < 2 0 20.80 * 38.90 * 185.61RET. LIGERA B2-2 0< - < 9 415.2 20.80 * 116.59 * 185.61RET. PESADA C2-2 0< - < 20 415.2 20.80 * 258.04 * 185.61TERMINAL T NO HAY 743.0 20.03 * 0 * 183.18

REGIMEN EXCEPCIONAL (Conductor Roto)

C.LONG

CARGATRANSVERSAL

CARGAVERTICAL

TIPOESTRUCTURA


FL FC FE FA PE PTSUSPENSION A2-2 0< - < 2 668.70 15.60 * 19.45 * 169.21RET. LIGERA B2-2 0< - < 9 743.00 15.60 * 58.30 * 169.21RET. PESADA C2-2 0< - < 20 743.00 15.60 * 129.02 * 169.21TERMINAL T NO HAY 0 10.02 * 0 * 183.18

VALORES MÁXIMOS PARA CADA TIPO DE ESTRUCTURA

TIPO DE ESTRUCTURA Vpmax Vvmax DEFLEXIÓNMAX.

SEMIANGULO SENO

SUSPENSIÓN: 67.5 67.5 0< - < 2 1.5 0.026

RETENCION LIGERA 67.5 67.5 0< - < 9 4.5 0.078

RETENCION PESADA 67.5 67.5 0< - < 20 10 0.174

TERMINAL 65 65 0 0 0.000

CONEXIÓN S= SUSPENSIÓN TIPO DE TORRE C2-2 ( C2:Tipo de estructura) R= RETENCION 2: Numero de cuerpos T = TERMINAL

CONVENCIONES

FI : Fuerza longitud, sobre el punto de apoyo del conductor, en cond. Normales ( Kgr)Fe : Fuerza del viento sobre la estructura ( Kgr)Fc : Fuerza del viento sobre el conductor en condiciones normales ( Kgr)Fa : Fuerza debida al ángulo del conductor, en condiciones normales ( Kgr)Pe : Peso de la estructura (Kgr) * Su valor depende del diseño estructural.Pt : Carga vertical sobre el punto de apoyo del conductor, en cond. Normales ( Kgr).‘ : Corresponde a las fuerzas indicadas cuando hay un conductor roto.* : Dependen de la construcción de la estructura ( geometría, peso, etc).

73





CONDUCTOR:CALIBRE: ( Ver datos de los conductores y asignar # de item-última hoja) ........... 10TIPO: ........... PARAKEET ACSRMODULO DE ELASTICIDAD FINAL: E......... 8000 Kg/mm2COEFICIENTE DILATACIÓN LINEAL: ALFA... 1.89E-05 (1/°C)GARGA A LA ROTURA: T........... 9004 KgDIÁMETRO: D......... 23.22 mmAREA: S......... 318.5 mm2PESO: P.......... 1071 Kg/Km

p.......... 1.07 Kg/ Mtw.......... 3.36E-03 Kg/m/mm2

CONDUCTOR ACSR CALIBRE.......... 556.5ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR 1000 Mt






Vanos ( metros)

70 60 60 60 65 75 70 70 70

74

REQUISITOS SEGÚN LAS NORMAS EMCALI REQUISITOS SEGÚN LAS NORMAS EMCALI REQUISITOS SEGÚN LAS NORMAS EMCALI REQUISITOS SEGÚN LAS NORMAS EMCALI E.I.C.E. E.I.C.E. E.I.C.E. E.I.C.E. E.S.P.E.S.P.E.S.P.E.S.P.(Resolución No. GE-080 de 1997)

CONDUCTOR: PARAKEET ACSRVIANO REGULADOR: 67 MetrosPROYECTO: Reforma línea eléctrica Diesel I – Diesel II ( tramo 1)



Unidades

TENSIÓN FINAL CON VIENTO A Tmin NO MAYOR AL 50% Tr 4,502.00 Mayor que 1,423.00 Kg

TENSIÓN INICIAL SIN VIENTO A Tmin NO MAYOR AL 25% Tr 2,251.00 Mayor que 2,251.00 Kg

TENSIÓN FINAL SIN VIENTO A Tmin NO MAYOR AL 18.75%Tr 1,688.25 Mayor que 1,374.00 Kg

TENSIÓN FINAL SIN VIENTO A Tprom NO MAYOR AL 15% Tr 1,350.60 Mayor que 1,102.00 Kg



Temperatura°C

Condiciónde carga



(Mt)14.5 Con V/to 1,423.00 1,421.17 0.43

23.5 Sin V/to 2,251.00 2,249.85 0.27 1,374.00 1,372.24 0.44

60 Sin V/to 1,951.00 1,950.60 0.31 1,102.00 1,100.59 0.55

5 Sin V/to 2,677.00 2,675.63 0.23 1,725.00 1,722.79 0.35

10 Sin V/to 2,241.00 2,449.74 0.25 1,533.00 1,531.03 0.40

15 Sin V/to 2,230.00 2,228.86 0.27 1,357.00 1,355.26 0.45

20 Sin V/to 2,014.00 2,012.97 0.30 1,200.00 1,198.46 0.51

25 Sin V/to 1,806.00 1,805.07 0.34 1,063.00 1,061.64 0.57

30 Sin V/to 1,609.00 1,608.18 0.38 947.00 945.78 0.64

35 Sin V/to 1,426.00 1,425.27 0.43 852.00 850.91 0.71

40 Sin V/to 1,260.00 1,259.35 0.48 773.00 772.01 0.79

45 Sin V/to 1,115.00 1,114.43 0.54 708.00 707.09 0.86

50 Sin V/to 991.00 990.49 0.61 654.00 653.16 0.93

55 Sin V/to 888.00 887.54 0.68 609.00 608.22 1.00

60 Sin V/to 802.00 801.59 0.76 571.00 570.27 1.06

75

PLANTILLA PARA LOCALIZACION DE APOYOSPLANTILLA PARA LOCALIZACION DE APOYOSPLANTILLA PARA LOCALIZACION DE APOYOSPLANTILLA PARA LOCALIZACION DE APOYOSCALCULO DE LAS FLECHASCALCULO DE LAS FLECHASCALCULO DE LAS FLECHASCALCULO DE LAS FLECHAS



(a TMAX sin viento)



(a TMAX sin viento)


Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

10 0.02 230 12.467 10 0.02 230 12.47

20 0.09 240 13.579 20 0.09 240 13.58

35 0.29 250 14.740 35 0.21 250 14.74

40 0.38 260 15.949 40 0.38 260 15.95

50 0.59 270 17.206 50 0.59 270 17.21

60 0.85 280 18.511 60 0.85 280 18.51

70 1.15 290 19.865 70 1.15 290 19.87

80 1.50 300 21.268 80 1.50 300 21.27

90 1.90 310 22.720 90 1.90 310 22.72

100 2.35 320 24.221 100 2.35 320 24.22

110 2.84 330 25.770 110 2.84 330 25.77

120 3.38 340 27.369 120 3.38 340 27.37

130 3.97 350 29.018 130 3.97 350 29.02

140 4.61 360 30.716 140 4.61 360 30.72

150 5.29 370 32.463 150 5.29 370 32.46

160 6.02 380 34.260 160 6.02 380 34.26

170 6.80 390 36.108 170 6.80 390 36.11

180 7.62 400 38.005 180 7.62 400 38.01

190 8.50 410 39.953 190 8.50 410 39.95

200 9.42 430 44.000 200 9.42 430 44.00

220 11.40 440 46.099 220 11.40 440 46.10

76

TABLA DE TENDIDO


Vano real ( Mts)70 60 60 60 65 75 70

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 2,677.00 0.25 0.18 0.18 0.18 0.21 0.28 0.25

10 2,241.00 0.27 0.20 0.20 0.20 0.23 0.31 0.27

15 2,230.00 0.29 0.22 0.22 0.22 0.25 0.34 0.29

20 2,014.00 0.33 0.24 0.24 0.24 0.28 0.37 0.33

25 1,806.00 0.36 0.27 0.27 0.27 0.31 0.42 0.36

30 1,609.00 0.41 0.30 0.30 0.30 0.35 0.47 0.41

35 1,426.00 0.46 0.34 0.34 0.34 0.40 0.53 0.46

40 1,260.00 0.52 0.38 0.38 0.38 0.45 0.60 0.52

45 1,115.00 0.59 0.43 0.43 0.43 0.51 0.68 0.59

50 991.00 0.66 0.49 0.49 0.49 0.57 0.76 0.66

55 888.00 0.74 0.54 0.54 0.54 0.64 0.85 0.74

60 333.00 0.82 0.60 0.60 0.60 0.71 0.94 0.82

TABLA DE VERIFICACION

Vano real ( Mts)70 60 60 60 65 75 70

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 1,725.00 0.38 0.28 0.28 0.28 0.33 0.44 0.38

10 2,241.00 0.43 0.31 0.31 0.31 0.37 0.49 0.43

15 2,230.00 0.48 0.36 0.36 0.36 0.42 0.55 0.48

20 2,014.00 0.55 0.40 0.40 0.40 0.47 0.63 0.55

25 1,806.00 0.62 0.45 0.45 0.45 0.53 0.71 0.62

30 1,609.00 0.69 0.51 0.51 0.51 0.60 0.80 0.69

35 1,426.00 0.77 0.57 0.57 0.57 0.66 0.88 0.77

40 1,260.00 0.85 0.62 0.62 0.62 0.73 0.97 0.85

45 1,115.00 0.93 0.68 0.68 0.68 0.80 1.06 0.93

50 991.00 1.00 0.74 0.74 0.74 0.87 1.15 1.00

55 888.00 1.08 0.79 0.79 0.79 0.93 1.24 1.08

60 802.00 1.15 0.84 0.84 0.84 0.99 1.32 1.15

77

TABLA DE TENDIDO


Vano real ( Mts)70 70

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 2,677.00 0.25 0.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 2,241.00 0.27 0.27 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

15 2,230.00 0.29 0.29 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

20 2,014.00 0.33 0.33 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

25 1,806.00 0.36 0.36 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

30 1,609.00 0.41 0.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

35 1,426.00 0.46 0.46 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

40 1,260.00 0.52 0.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

45 1,115.00 0.59 0.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

50 991.00 0.66 0.66 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

55 888.00 0.74 0.74 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60 333.00 0.82 0.82 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


Vano real ( Mts)70 70 0 0 0 0 0

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 1,725.00 0.38 0.38 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 2,241.00 0.43 0.43 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

15 2,230.00 0.48 0.48 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

20 2,014.00 0.55 0.55 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

25 1,806.00 0.62 0.62 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

30 1,609.00 0.69 0.69 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

35 1,426.00 0.77 0.77 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

40 1,260.00 0.85 0.85 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

45 1,115.00 0.93 0.93 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

50 991.00 1.00 1.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

55 888.00 1.08 1.08 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60 802.00 1.15 1.15 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

78






p.......... 1.07 Kg/ Mtw.......... 3.36E-03 Kg/m/mm2







Vanos ( metros)

70 60 60 65 65 60 60 65 60

79





Unidades







Temperatura°C

Condiciónde carga



(Mt)14.5 Con V/to 1,404.00 1,402.37 0.38

23.5 Sin V/to 2,251.00 2,249.99 0.24 1,359.00 1,357.43 0.39

60 Sin V/to 1,947.70 1,946.82 0.27 1,079.00 1,077.75 0.49

5 Sin V/to 2,681.00 2,679.79 0.20 1,718.00 1,716.01 0.31

10 Sin V/to 2,453.00 2,451.90 0.22 1,522.00 1,520.24 0.35

15 Sin V/to 2,229.00 2,228.00 0.24 1,341.00 1,339.45 0.40

20 Sin V/to 2,011.00 2,010.09 0.26 1,180.00 1,178.63 0.45

25 Sin V/to 1,800.00 1,799.19 0.30 1,039.00 1,037.80 0.51

30 Sin V/to 1,599.00 1,598.28 0.33 921.00 919.93 0.58

35 Sin V/to 1,412.00 1,411.36 0.38 823.00 822.05 0.65

40 Sin V/to 1,242.00 1,241.44 0.43 744.00 743.14 0.72

45 Sin V/to 1,093.00 1,092.51 0.49 679.00 678.21 0.79

50 Sin V/to 966.00 965.57 0.55 625.00 624.28 0.85

55 Sin V/to 860.00 859.61 0.62 581.00 580.33 0.92

60 Sin V/to 774.00 773.65 0.69 544.00 543.37 0.98

80




(a TMAX sin viento)



(a TMAX sin viento)


Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

10 0.02 230 13.089 10 0.02 230 13.09

20 0.10 240 14.258 20 0.10 240 14.26

35 0.30 250 15.477 35 0.22 250 15.48

40 0.39 260 16.747 40 0.39 260 16.75

50 0.62 270 18.067 50 0.62 270 18.07

60 0.89 280 19.439 60 0.89 280 19.44

70 1.21 290 20.862 70 1.21 290 20.86

80 1.58 300 22.336 80 1.58 300 22.34

90 2.00 310 23.862 90 2.00 310 23.86

100 2.47 320 25.439 100 2.47 320 25.44

110 2.98 330 27.068 110 2.98 330 27.07

120 3.55 340 28.749 120 3.55 340 28.75

130 4.17 350 30.482 130 4.17 350 30.48

140 4.84 360 32.267 140 4.84 360 32.27

150 5.55 370 34.105 150 5.55 370 34.10

160 6.32 380 35.995 160 6.32 380 35.99

170 7.14 390 37.938 170 7.14 390 37.94

180 8.00 400 39.934 180 8.00 400 39.93

190 8.92 410 41.983 190 8.92 410 41.98

200 9.89 430 46.241 200 9.89 430 46.24

220 11.97 440 48.451 220 11.97 440 48.45

81

TABLA DE TENDIDO


Vano real ( Mts)70 60 60 65 65 60 60

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 2,681.00 0.24 0.18 0.18 0.21 0.21 0.18 0.18

10 2,453.00 0.27 0.20 0.20 0.23 0.23 0.20 0.20

15 2,229.00 0.29 0.22 0.22 0.25 0.25 0.22 0.22

20 2,011.00 0.33 0.24 0.24 0.28 0.28 0.24 0.24

25 1,800.00 0.36 0.27 0.27 0.31 0.31 0.27 0.27

30 1,599.00 0.41 0.30 0.30 0.35 0.35 0.30 0.30

35 1,412.00 0.46 0.34 0.34 0.40 0.40 0.34 0.34

40 1,242.00 0.53 0.39 0.39 0.46 0.46 0.39 0.39

45 1,093.00 0.60 0.44 0.44 0.52 0.52 0.44 0.44

50 966.00 0.68 0.50 0.50 0.59 0.59 0.50 0.50

55 860.00 0.76 0.56 0.56 0.66 0.66 0.56 0.56

60 333.00 0.85 0.62 0.62 0.73 0.73 0.62 0.62


Vano real ( Mts)70 60 60 65 65 60 60

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 1,718.00 0.38 0.28 0.28 0.33 0.33 0.28 0.28

10 2,453.00 0.43 0.32 0.32 0.37 0.37 0.32 0.32

15 2,229.00 0.49 0.36 0.36 0.42 0.42 0.36 0.36

20 2,011.00 0.56 0.41 0.41 0.48 0.48 0.41 0.41

25 1,800.00 0.63 0.46 0.46 0.54 0.54 0.46 0.46

30 1,599.00 0.71 0.52 0.52 0.61 0.61 0.52 0.52

35 1,412.00 0.80 0.59 0.59 0.69 0.69 0.59 0.59

40 1,242.00 0.88 0.65 0.65 0.76 0.76 0.65 0.65

45 1,093.00 0.97 0.71 0.71 0.83 0.83 0.71 0.71

50 966.00 1.05 0.77 0.77 0.91 0.91 0.77 0.77

55 860.00 1.13 0.83 0.83 0.97 0.97 0.83 0.83

60 774.00 1.21 0.89 0.89 1.04 1.04 0.89 0.89

82

TABLA DE TENDIDO


Vano real ( Mts)65 60

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 2,681.00 0.21 0.18 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 2,453.00 0.23 0.20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

15 2,229.00 0.25 0.22 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

20 2,011.00 0.28 0.24 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

25 1,800.00 0.31 0.27 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

30 1,599.00 0.35 0.30 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

35 1,412.00 0.40 0.34 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

40 1,242.00 0.46 0.39 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

45 1,093.00 0.52 0.44 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

50 966.00 0.59 0.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

55 860.00 0.66 0.56 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60 333.00 0.73 0.62 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


Vano real ( Mts)65 60 0 0 0 0 0

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 1,718.00 0.33 0.28 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 2,453.00 0.37 0.32 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

15 2,229.00 0.42 0.36 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

20 2,011.00 0.48 0.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

25 1,800.00 0.54 0.46 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

30 1,599.00 0.61 0.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

35 1,412.00 0.69 0.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

40 1,242.00 0.76 0.65 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

45 1,093.00 0.83 0.71 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

50 966.00 0.91 0.77 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

55 860.00 0.97 0.83 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60 774.00 1.04 0.89 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

83






p.......... 1.07 Kg/ Mtw.......... 3.36E-03 Kg/m/mm2







Vanos ( metros)

65 70 70 70 70 70 75 70

84





Unidades







Temperatura°C

Condiciónde carga



(Mt)14.5 Con V/to 1,423.00 1,435.04 0.46

23.5 Sin V/to 2,251.00 2,249.75 0.29 1,385.00 1,383.11 0.48

60 Sin V/to 1,954.00 1,953.11 0.34 1,118.00 1,116.47 0.59

5 Sin V/to 2,675.00 2,673.51 0.25 1,73.00 1,728.63 0.38

10 Sin V/to 2,450.00 2,448.64 0.27 1,542.00 1,539.89 0.43

15 Sin V/to 2,230.00 2,228.76 0.30 1,369.00 1,367.13 0.48

20 Sin V/to 2,016.00 2,014.88 0.33 1,214.00 1,212.34 0.54

25 Sin V/to 1,810.00 1,808.99 0.36 1,080.00 1,078.52 0.61

30 Sin V/to 1,616.00 1,615.10 0.41 967.00 965.78 0.68

35 Sin V/to 1,436.00 1,435.20 0.46 872.00 870.91 0.76

40 Sin V/to 1,274.00 1,273.29 .52 794.00 792.91 0.83

45 Sin V/to 1,131.00 1,130.37 0.58 729.00 728.00 0.90

50 Sin V/to 1,010.00 1,009.44 0.65 675.00 674.08 0.98

55 Sin V/to 908.00 907.49 0.73 630.00 629.14 1.05

60 Sin V/to 824.00 823.54 0.80 592.00 591.19 1.11

85




(a TMAX sin viento)



(a TMAX sin viento)


Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

10 0.02 230 12.023 10 0.02 230 12.02

20 0.09 240 13.095 20 0.09 240 13.09

35 0.28 250 14.214 35 0.20 250 14.21

40 0.36 260 15.379 40 0.36 260 15.38

50 0.57 270 16.591 50 0.57 270 16.59

60 0.82 280 17.849 60 0.82 280 17.85

70 1.11 290 19.154 70 1.11 290 19.15

80 1.45 300 20.506 80 1.45 300 20.51

90 1.84 310 21.905 90 1.84 310 21.91

100 2.27 320 23.351 100 2.27 320 23.35

110 2.74 330 24.845 110 2.74 330 24.84

120 3.26 340 26.385 120 3.26 340 26.39

130 3.83 350 27.973 130 3.83 350 27.97

140 4.44 360 29.609 140 4.44 360 29.61

150 5.10 370 31.292 150 5.10 370 31.29

160 5.81 380 33.023 160 5.81 380 33.02

170 6.56 390 34.803 170 6.56 390 34.80

180 7.35 400 36.630 180 7.35 400 36.63

190 8.20 410 38.506 190 8.20 410 38.51

200 9.08 430 42.403 200 9.08 430 42.40

220 11.00 440 44.424 220 11.00 440 44.42

86

TABLA DE TENDIDO


Vano real ( Mts)65 70 70 70 70 70 75

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 2,675.00 0.21 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.28

10 2,450.00 0.23 0.27 0.27 0.27 0.27 0.27 0.31

15 2,230.00 0.25 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.34

20 2,016.00 0.28 0.33 0.33 0.33 0.33 0.33 0.37

25 1,810.00 0.31 0.36 0.36 0.36 0.36 0.36 0.42

30 1,616.00 0.35 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.47

35 1,436.00 0.39 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.52

40 1,274.00 0.44 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.59

45 1,131.00 0.50 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.67

50 1,010.00 0.56 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.75

55 908.00 0.62 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.83

60 333.00 0.69 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.91


Vano real ( Mts)65 70 70 70 70 70 75

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 1,731.00 0.33 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.44

10 2,450.00 0.37 0.43 0.43 0.43 0.43 0.43 0.49

15 2,230.00 0.41 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.55

20 2,016.00 0.47 0.54 0.54 0.54 0.54 0.54 0.62

25 1,810.00 0.52 0.61 0.61 0.61 0.61 0.61 0.70

30 1,616.00 0.58 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.78

35 1,436.00 0.65 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.86

40 1,274.00 0.71 0.83 0.83 0.83 0.83 0.83 0.95

45 1,131.00 0.78 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 1.03

50 1,010.00 0.84 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 1.12

55 908.00 0.90 1.04 1.04 1.04 1.04 1.04 1.20

60 824.00 0.96 1.11 1.11 1.11 1.11 1.11 1.27

87

TABLA DE TENDIDO


Vano real ( Mts)70 0 0 0 0 0 0

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 2,675.00 0.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 2,450.00 0.27 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

15 2,230.00 0.29 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

20 2,016.00 0.33 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

25 1,810.00 0.36 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

30 1,616.00 0.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

35 1,436.00 0.46 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

40 1,274.00 0.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

45 1,131.00 0.58 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

50 1,010.00 0.65 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

55 908.00 0.72 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60 333.00 0.80 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


Vano real ( Mts)70 0 0 0 0 0 0

Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5 1,731.00 0.38 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 2,450.00 0.43 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

15 2,230.00 0.48 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

20 2,016.00 0.54 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

25 1,810.00 0.61 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

30 1,616.00 0.68 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

35 1,436.00 0.75 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

40 1,274.00 0.83 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

45 1,131.00 0.90 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

50 1,010.00 0.97 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

55 908.00 1.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60 824.00 1.11 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

88

CARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURASCARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURASCARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURASCARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURAS

CONDUCTOR: PARAKEETVIANO REGULADOR: 70 Metros (Ver Anexo No. 5)PROYECTO: Reforma línea eléctrica Diesel I – Diesel II ( tramo 3)

REGIMEN NORMALC.

LONGCARGA

TRANSVERSALCARGA

VERTICAL

TIPOESTRUCTURA


FL FC FE FA PE PTSUSPENSION A2-2 0< - < 2 0 39.12 * 75.23 * 197.65RET. LIGERA B2-2 0< - < 7.5 900.4 37.77 * 187.97 * 194.97RET. PESADA C2-2 0< - < 6 900.4 0.00 * 150.41 * 120.00TERMINAL T NO HAY 1437.0 48.57 * 0 * 216.39

REGIMEN EXCEPCIONAL (Conductor Roto)

C.LONG

CARGATRANSVERSAL

CARGAVERTICAL

TIPOESTRUCTURA


FL FC FE FA PE PTSUSPENSION A2-2 0< - < 2 1293.30 29.34 * 37.62 * 178.24RET. LIGERA B2-2 0< - < 7.5 1437.00 28.33 * 93.98 * 176.23RET. PESADA C2-2 0< - < 6 1437.00 0.00 * 75.21 * 120.00TERMINAL T NO HAY 0 24.28 * 0 * 216.39

VALORES MÁXIMOS PARA CADA TIPO DE ESTRUCTURA

TIPO DE ESTRUCTURA Vpmax Vvmax DEFLEXIÓNMAX.

SEMIANGULO SENO

SUSPENSIÓN: 72.5 67.5 0< - < 3 1.5 0.026

RETENCION LIGERA 70 67.5 0< - < 7.5 3.75 0.065

RETENCION PESADA 0 67.5 0< - < 6 3 0.052

TERMINAL 72.5 72.5 0 0 0.000

CONEXIÓN S= SUSPENSIÓN TIPO DE TORRE C2-2 ( C2:Tipo de estructura) R= RETENCION 2: Numero de cuerpos T = TERMINAL

CONVENCIONES

FI : Fuerza longitud, sobre el punto de apoyo del conductor, en cond. Normales ( Kgr)Fe : Fuerza del viento sobre la estructura ( Kgr)Fc : Fuerza del viento sobre el conductor en condiciones normales ( Kgr)Fa : Fuerza debida al ángulo del conductor, en condiciones normales ( Kgr)Pe : Peso de la estructura (Kgr) * Su valor depende del diseño estructural.Pt : Carga vertical sobre el punto de apoyo del conductor, en cond. Normales ( Kgr).‘ : Corresponde a las fuerzas indicadas cuando hay un conductor roto.* : Dependen de la construcción de la estructura ( geometría, peso, etc).

89

TABLA DE ESTRUCTURATABLA DE ESTRUCTURATABLA DE ESTRUCTURATABLA DE ESTRUCTURANota: TERMINAL : Terminal Sencillo SUSPENSIÓN : Corrido RETENSION LIGERA : Corrido Doble RETENCION PESADA : Doble Terminal NORMAS DE EMCALI A 34.5 Kv

ApoyoNo.

Vano Long(Mts)

Tramo VanoRegulador

(Mts)

Deflexión(X)

TipoEstruct.

Altura(Mts)

VanoPeso(Mts)

VanoViento(Mts)

1 1-2 65 73 Terminal 17 65 65

2 2-3 70 160 Conjunt Corr 17 67.5 67.5

3 3-4 65 177 Suspens 17 67.5 67.5

4 4-5 70 174 Conjunt Corr 17 67.5 67.5

5 5-6 65 0 Suspens 17 67.5 67.5

6 6-7 65 0 Suspens 17 65 65

7 7-8 60 174 Conjunt Corr 17 62.5 62.5

8 8-9 60 172 Conjunt Corr 17 60 60

9 9-10 47.5 177 Suspens 17 53.8 53.8

10 10 90 Retención 17 47.5 47.5

1 1-2 70 0 Terminal 15 70 70

2 2-3 60 0 Corrido 15 65 65

3 3-4 60 0 Corrido 15 60 60

4 4-5 60 0 Corrido 15 60 60

5 5-6 65 0 Corrido 15 62.5 62.5

6 6-7 75 0 Corrido 15 70 70

7 7-8 70 0 Corrido 15 72.5 72.5

8 8-9 70 0 Corrido 15 70 70

9 9-10 70 0 Doble Term. 15 70* 70*

10 10-11 70 0 Corrido 15 70 70

11 11-12 60 0 Corrido 15 65 65

12 12-13 60 0 Corrido 15 60 60

13 13-14 65 0 Corrido 15 62.5 62.5

14 14-15 65 0 Corrido 15 65 65

15 15-16 60 0 Corrido 15 62.5 62.5

16 16-17 60 0 Corrido 15 60 60

17 17-18 65 0 Corrido 15 62.5 62.5

18 18-19 60 174.5 * Doble Term. 15 62.5 62.5

19 19-20 65 175 Corrido 15 62.5 62.5

20 20-21 70 172.5 Corrido 15 67.5 67.5

21 21-22 70 172.5 * Doble Term. 15 70 70

22 22-23 70 176 Corrido 15 70 70

23 23-24 70 178.5 Corrido 15 70 70

24 24-25 70 0 Corrido 15 70 70

25 25-26 75 0 Corrido 15 72.5* 72.5*

26 26-27 70 0 Corrido 15 72.5 72.5

27 27

0

1

2

3

64

67

63

70

0 Terminal 15 70 70

90

8. REQUISITOS TECNICOS PARA LA CONEXION DE LA LINEA DE

TRANSMISION.

Este Anexo presenta la descripción de los requisitos técnicos mínimos que

debe reunir la línea de transmisión a tensión igual a 34.5 KV, para su

conexión . Estos requisitos son exigibles para la conexión a la red de

transmisión, bajo las condiciones del estado del arte y del desarrollo

tecnológico actuales y deberán revisarse en concordancia con los nuevos

desarrollos que se presenten.

8.1. CRITERIOS DE DISEÑO.

8.1.1. LONGITUD DE LA LINEA DE TRANSMISION.

En todas las actividades relacionadas con diseño, cálculo, tendido,

estimación de materiales y construcción, se entiende que la línea de

transmisión está comprendida entre los pórticos de salida de cada

subestación que sirve de fijación al vano que las une a la primera torre. En

consecuencia, los propietarios de la línea de transmisión y de las

subestaciones (EMCALI) proporcionarán los datos técnicos para que

ambas partes sean compatibles.

91

8.1.2. CONDUCTORES DE FASE.

La línea de transmisión a 34.5 KV doble circuito estará construida en

configuración vertical con un conductor por fase. El diámetro del

conductor es de 13.26 mm (4/0 Cobre Desnudo), para el Tramo 0.

La línea de transmisión a 34.5 KV circuito sencillo, estará construida en

configuración triangular, con un conductor por fase. El diámetro del

conductor es de 23.22 mm (Parakeet), para los Tramos 1, 2 y 3.

8.1.3. COMPORTAMIENTO MECANICO DEL CONDUCTOR DE

FASE .

La evaluación de flechasy tensiones en conductor de fase, se debe hacer

aplicando la ecuación de cambio de estado en forma exacta (catenaria).

La temperatura máxima del conductor se debe calcular con base en los

flujos máximos de potencia, la radiación solar y el viento en condiciones

normales de operación.

En la evaluación del alargamiento ocasionado por la fluencia y el cambio

del módulo de elasticidad, se debe calcular un incremento equivalente de

temperatura en función de las características físicas y elásticas del

conductor.

Se deben considerar las siguientes condiciones limitantes :

92

Tensión diaria promedio : Valor óptimo resultante de las simulaciones de

plantillado con tensiones entre el 18 % y 22 % de la tensión de rotura del

conductor. Estos valores se podrán modificar para casos especiales como

entradas a subestaciones o en torres diferentes a las normalizadas, simpre

y cuando la tensión diaria promedio tienda a disminuir.

Tensión máxima inicial : La tensión horizontal a temperatura coincidente

sin viento, no deberá ser mayor del 33 % de la tensión de rotura del

conductor.

Tensión máxima final : La tensión horizontal a temperatura coincidente

con viento, no debera ser mayor del 50 % de la tensión de rotura del

conductor.

8.1.4. ESTRUCTURAS.

Toda la línea deberá costruirse en estructuras normalizadas por el

transportador en acero galvanizado autosoportadas.

La optimización de las curvas de utilización de cada tipo de torre y la

evaluación de los árboles de cargas definitivos, debe hacerse para cada una

de las hipótesis de carga, en condiciones normal y anormal.

93

Se debe considerar los siguientes criterios para definir condicones normal y

anormal :

Torres de Suspensión :

Condición Normal :

Todos los conductores y cable (s) de guarda sanos. Viento máximo de

diseño y temperatura coincidente.

Condición Anormal :

Para líneas con conductores en haz, dos subconductores rotos en cualquier

fase. Las demás fases y los dos cables de guarda sanos. Un cable de guarda

roto. Las fases y el cable de guarda restante, intactos. Viento máximo

promedio y temperatura coincidente.

Para líneas con un solo conductor por fase, se consideran dos condiciones :

a. Un conductor roto en cualquier fase. Las demás fases sanas. Viento

máximo promedio y temperatura coincidente.

b. Un cable de guarda roto y las fases y el cable de guarda restante (si

existe) sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

94

Torres de Retención :

Condición Normal :

Todos los conductores y cables de guarda sanos. Viento máximo de diseño

y temperatura coincidente.


Para las líneas con un solo conductor por haz, se considera la siguiente

condición :

Todos los subconductores en cualquier fase y un cable de guarda rotos

simultáneamente. Las demás fases y el cable de guarda restante (si existe),

sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

Para l´neas con un solo conductor por haz, se consideran la siguientes

condiciones :

a. Cualquier fase y un cable de guarda rotos simultáneamente. Las demás

fases y el cable de guarda restante (si existe), sanos.Viento máximo

promedio y temperatura coincidente.

b. Dos fases diferentes rotas. La fase restante y el (los) cable (s) de guarda,


95

Torres Terminales :

Condición Normal :

Todos los conductores y cables de guarda sanos. Viento máximo de diseño

y temperatura coincidente.


Para las líneas xon conductores en haz, se consideran las siguientes

condiciones :

a. Todos los subconductores en cualquier fase y un cable de guarda rotos

simultáneamente. Las demás fases y el cable de guarda restante (si

existe), sanos. Viento máximo promedio y temperatiura coincidente.

b. Todos los subconductores rotos en dos fases diferentes. La fase

restante y el (los) cale (s) de guarda, sanos. Viento máximo promedio y

temperatura coincidente.

Para línea con un solo conductor por haz, se consideran las siguientes

condiciones :

a. Cualquier fase y un cable de guarda rotos simultáneamente. Las demás

fases y el cable de guarda restante (si existe), sanos. Viento máximo

promedio y temperatiura coincidente.

b. Dos fases diferentes rotas. La fase restante y el (los) cale (s) de guarda,


96

8.1.5. LOCALIZACION OPTIMA DE ESTRUCTURAS.

Con base en los parámetros meteorológicos y los criterios de diseño

electromecánico adoptados, se deben definir los tipos de torres, las curvas

de utilización y puntos de diseño de cada tipo de torre, los águlos de

balanceo máximos permisibles en cadenas de suspensión en I, las

relaciones entre vanos adyacentes, el valor del tiro desbalanceado para

torres de retención.

8.1.6. CADENAS DE AISLADORES Y HERRAJES.

Los aisladores deberán ser tipo espigo y suspensión fabricados en

procelana, vidrio o poliméricos. Todos los herrajes deberán ser fabricados

en acero galvanizado.

8.1.7. PUESTA A TIERRA.

La conexión a tierra de las estructuras, se debe hacer utilizando varillas y

conductores contrapeso de las siguientes características :

Varillas cooper – clad de 25 mm de diámetro y 1.80 metros de longitud y

alambre de cobre desnudo dulce AWG No. 4 en suelos corrosivos con

acidez o nivel freático alto, suelos con resistividad mayor que 100 ohmios-

metro.

97

Varillas de acero galvanizado de 25 mm de diámetro y 1.80 metros de

longitud y cable de acero galvanizado de 9.52 mm de diámetro, en suelos

no corrosivos y con resistividad mayor que 100 ohmio-metro.

La longitud máxima de conductores contrapeso individuales, no será

mayor qoe 30 metros. No se acepta la instalación de varillas de puesta a

tierra en los terminales de los contrapesos.

El valor promedio de la resistencia de puesta a tierra debe ser de 20

ohmios.

98

9. PRESUPUESTO DE OBRA E INTERVENTORIA.

9.1. RESUMEN DEL PROYECTO.

Conductores.

- 4/0 Cobre Duro Dsnudo AWG (Tramo 0).

- 565.5 Parakeet MCM – ACSR (Tramo1, 2 y 3).

Apoyos o estructuras.

- Tramo 0 (Red en configuración H).

9 Estructuras : 1 Terminal 17 Mts

1 Retención Pesada 17 Mts

2 Retención Ligera 17 Mts

5 Suspensión 17 Mts

Total : 9 Estructuras en H

- Tramo 1 (Red en configuración Triangular).




Total : 10 Estructuras en Triángulo

99

- Tramo 2 (Red en configuración triangular).

9 Estructuras : 1 Retención Ligera 15 Mts


Total : 9 Estructuras en triángulo

- Tramo 3 (Red en configuración triangular).




Total : 8 Estructuras en Triángulo

Conjuntos y Herrajes (Porcelana)

- Para estructuras en Suspensión. Norma ICONTEC

Aislador Tipo espigo A – 3 733

- Ara estructuras en Retención.

Aislador Tipo Suspensión As – 4 1170

100

Pases Subterráneos.

Los tramos aéreos – subterráneo se realizará mediante conductor

monopolar de cobre aislado 100 % polietileno reticulado (90°C) para 35KV,

en red de 34.5 KV através de un ducto metálico galvanizado fijado a la

estructura.

El ducto metálico llegará a una cámara de desviación de dos vías, al pie de

cada estructura. Posteriormente Los conductores, en el tramo subterráneo,

se llevará en un ducto P.V.C. hasta la estructura, donde la red continuará

siendo aérea.

- Calibre del Conductor : 500 MCM.

- Diámetro del Ducto : 76.2 mm ; 3”.

Cada conductor irá por un ducto.

- Cámaras : Tipo Dimensiones (cm)

4 D2 160 x 160 x 180

Canalización

Profundida de los ductos (distancia desde el nivel del terreno hasta la

superficie superior de los ductos). 1 circuito en media tensión a 34.5 KV

para los tramos 1, 2 y 3 : 100 cm.

101

- las uniones entre los conductores subterráneos en cobre y los

cinductores aéreos en ACSR se realizarán mediante Terminales

Premoldeadas tipo Exterior para 35 KV.

- En la estructura ayacente a la transición se instalará un juego de

pararrayos (tipo óxido metálico de zinc); un pararrayo por fase.

- Los pararrayos se conectarán entre cada fase y tierra utilizando cable

de cobre desnudo, el cual irá através de un ducto metálico

galvanizado exterior de 19.1 mm (3/4”) de diámetro, adosado a la

estructura mediante cintas y hebillas de acero inoxidable.

Los pararrayos se instalarán en crucetas independientes la cual se

colocará a una distancia de un metro por encima de la parte inferior

de los teminales exteriores en media tensión.

- Se instalarán cortacircuitos de línea de un polo, tipo abierto (de

expulsión), de caida automatica (dropout), para servicio a la interperie

e instalación vertical, equipados con elementos que permiten operar

bajo carga por medio de pértiga, con dispositivos de apertura con

carga (load - buster); esto en cada estructura adyacente a las cámaras.

102

9.2. LISTA DE MATERIALES.

LISTA DE MATERIALES

PROYECTO : ENLACE A 34.5 KV DESDE LA SUBESTACION DIESEL I HASTA DIESEL IINUMERO : DIP 000 - 2000PRESUPUESTO : $ 235’708,509

ITEM DESCRIPCION DE ELEMENTOS UNIDAD CANT P. UNIDAD ($) P. TOTAL ($)

RED AEREA 34.5 KV Doble Circuito (Tramo 0)

1 Estructura en Celosía de 17 Mts # 1 8’004,000 8’004,000

2 Poste de 17 Mts # 8 6’380,000 51’040,000

3 Cable de CU Duro Desnudo # 4/0 AWG ML 3,800 13,835 52’573,000

SUBTOTAL 111’617,000

CRUCETA AL CENTRO – TERMINALDoble Circuito

# 3

4 Abrazadera de dos salidas 200 mm U 6 8,541 51,246

5 Aislador de suspensión clase As-4 EEI.NEMA 52.4 U 18 35,679 642,222

6 Angular en V de 30x30x 4.8mm(1” – ½”x1” – ½”x3/16”) 450x1520 U 6 20,689 124,134

7 Cruceta galvanizada 75x75x6.4x3000mm(3” x 3” x 1/4” x3000mm) U 6 68,612 411,672

8 Grapa de retención 2 pernos U 6 8,406 50,436

9 Perno carruaje 38 x 16 mm ( 1½” x 5/8" ) U 6 860 5,160

10 Perno carruaje 63 x 16 mm (2 ½” x 5/8” ) U 6 1,121 6,726

11 Perno maquinaria 50 x 13 mm (2” x ½” ) U 12 576 6,912

12 Perno pasante 275 x 16 mm( 11"x 5/8") U 6 3,195 19,170

13 Silla 76.6 x 76.6 mm (3.1/16" x 3.1/16")HCO 17.5mm (11/16") U 6 4,360 26,160

14 Tuerca de ojo 75 x 16 mm (3” x 5/8”) U 9 2,863 25,767


CRUCETA AL CENTRO – CONJUNTO CORRIDODoble Circuito

# 12


16 Aislador de Espigo clase EA -3 EEI.NEMA 56.3 U 48 45,372 2’177,856


18 Cruceta galvanizada 75x75x6.4x3000mm(3” x 3” x 1/4” x3000mm) U 24 68,612 1’646,688

19 Espigo para ángulo 200 mm (8”) U 48 11,680 560,640




23 Perno pasante 275 x 16 mm( 11"x 5/8") U 24 3,195 76,680



103

CRUCETA AL CENTRO – SUSPENSIONDoble Circuito

# 12


26 Aislador de Espigo clase EA-3 EEI.NEMA 56.3 U 24 45,732 1’097,568



29 Espigo porta – Aislador 34.5 KV U 24 7,681 184,344






RED AEREA 34.5 KV Disposición Triangular (Tramo 1,2 y 3)

34 Poste de 15 mts * 1350kgs # 25 888,579 22’214,475

35 Poste de 15 mts * 1350kgs DI # 2 896,718 1’793,436

36 Conductor Parakeet # 565.5 MCM - ACSR ML 5,700 6,676 38’053,200


CRUCETA AL CENTRO – CORRIDO SENCILLO (D. Triangular) # 21

37 Abrazadera de una salida 200 mm U 84 8,541 717,444

38 Aislador de Espigo clase AE – 3 EEI.NEMA 56.3 U 63 45,372 2’858,436



41 Espigo porta – aislador 34.5 KV 244 x 19mm (9 – ¾” x ¾”) U 63 11,910 750,330

42 Espigo recto 300 x 19 mm (12” x ¾” ) U 42 7,681 322,602

43 Perno carruaje 38 x 16 mm (1 ½” x 5/8” ) U 21 860 18,060



46 Platina extremo de poste U 21 29,733 624,393



CRUCETA AL CENTRO – CORRIDO EN ANGULO (D. Triangular) # 4

48 Abrazadera de dos salidas 200mm U 16 8,541 136,656

49 Aislador de espigo clase AE – 3 EEI.NEMA 56.3 U 24 45,372 1’088,928



52 Espigo para ángulo 200 mm (8”) U 16 11,620 185,920

53 Perno carruaje 38 x 16 mm (1 ½” x 5/8” ) U 8 860 6,880


55 Perno máquinaria 50 x 13 mm (2” x ½” ) U 16 576 9,216

56 Perno pasante 275 x 16 mm (11” x 5/8”) U 8 3,195 25,560

57 Platina extremo de poste U 8 29,733 237,864



CRUCETA AL CENTRO - TERMINAL # 2


104

60 Aislador de suspensión clase As-4 EEI.NEMA 52.4 U 18 35,679 642,222



63 Grapa de retención 2 pernos U 4 8,406 33,624

64 Perno carruaje 38 x 16 mm ( 1 ½” x 5/8" ) U 4 860 3,440


66 Perno máquinaria 50 x 13 mm (2” x ½” ) U 8 576 4,608

67 Perno pasante 275 x 16 mm( 11" x 5/8") U 4 3,195 12,780


69 Tuerca de ojo 75 x 16 mm (3” x 5/8”) U 6 2,863 17,178


TERMINAL PREMOLDEADA TIPO EXTERIOR # 4



72 Angular en v de 450 x 1520 x 4.8 mm (3/16”) U 4 15,693 62,772

73 Alambre de Cu – Duro desnudo # 4 ML 48 2,761 132,528

74 Boquilla galvanizada 150 mm (6”) U 4

75 Cable de Cu – duro desnudo # 4/0 ML 24 13,835 332,040

76 Cable monopolar No. 500 MCM – Cu 35 KV ML 80 63,483 5’078,640

77 Capacete galvanizado 75 mm (3”) U 4 29,221 116,884

78 Cinta de acero inoxidable de 13 mm (1/2”) ML 12 2,241 26,892

79 Conector bimetálico tipo tornillo 565.5 MCM – 4/0 AWG U 24 35,435 850,440

80 Cortacircuito 100 A x 38 KA U 12 187,651 2’251,812

81 Cruceta galvanizada 3” x 3” x ¼” x 2.4m U 4 53,937 215,748

82 Curva galvanizada 75 mm (3”) U 8 36,126 289,008

83 Pararrayos 30 kv – oxido de zinc U 12 247,697 2’972,364

84 Perno carruaje 38 x 16 mm (1.1/2” x 5/8”) U 4 860 3,440

85 Perno carruaje 63 x 16 mm (2.1/2” x 5/8”) U 4 1,121 4,484

86 Perno maquinaria 50 x 13 mm (2” x ½”) U 8 576 4,608

87 Silla 76.6 x 76.6 mm (3.1/16” x 3.1/16”) HCO 17.50 mm (11/16”) U 4 4,360 17,440

88 Soporte gaivanizado para protecciones 2 – ¾” x 2 – ¾” x 2 – ¼” U 24 2,747 65,928

89 Terminal 35 KV – Tipo exterior - Preformado U 12 1’720,165 20’641,980

90 Tuberia galvanizada 150 x 3000mm (6” x 3000mm) – con union U 8 151,511 1’212,088

91 Varilla para puesta a tierra 16 x 2400 mm (5/8” x 2400 mm) U 8 33,450 267,600


CONTRATACION DE LA MANO DE OBRA

92 Bajante de línea a tierra en poste con DI # 2 3,016 6,032

93 Bajante de tierra a varilla de tierra (conexión) # 2 806 1,612

94 Bajante en ducto de 2” a 4” de diámetro (instalación) # 2 3,534 7,068

95 Concretada de poste # 37 2,671 98,827

96 Cortacircuitos (Montaje y Conexión) # 6 8,734 52,404

97 Corrido en ángulo primario # 27 6,307 170,289

98 Corrido sencillo primario # 36 4,965 178,740

99 Ductos mayor de 4” (Instalación) # 8 4,275 34,200

100 Pararrayo (Montaje y Conexión) # 6 8,734 52,404

101 Poste mayor o igual a 15 Mts s/concretar (Hincado con equipo) # 37 93,040 3’442,480

105

102 Transporte del poste hasta el sitio de utilización e hincada # 37 78,963 2’921,631

103 Apertura de huecos para postes mayores de 10 Mts # 37 8,267 305,879

104 Aplomada de poste # 37 5,178 191,586

105 Sistema a tierra en poste DI (Varilla, bajante y conductor) # 2 6,499 12,998

106 Terminal Doble primario # 3 10,700 32,100

107 Terminal sencillo primario # 5 6,277 31,385

108 Retenida Combinada s/concretar # 7 18,919 132,433

109 Retenida Directa # 10 15,554 155,540

110 Varilla para puesta a tierra en redes # 2 7,063 14,126


OBRAS CIVILES (MATERIALES) Incluido Mano de obra

111 Canalización pavimento concreto asfaltico 4 Ductos MT ML 15 60,286 904,290

112 Cámara de desviación de dos vias (D2) 1.60 x 1.60 x 1.80 m UN 4 1’271,692 5’086,768

113 Concreto M3 4 117,317 469,268

114 Demolición Anden M2 4 7,715 30,860

115 Demolición Pavimento Asfaltico M2 2 10,204 20,408

116 Ducto Subterráneo de 3” COND. PVC ML 15 5,467 82,005

117 Refuerzos de Hierro 37 KSI (2) KG 4 1,276 5,104

118 Anden Concreto M2 4 25,421 101,684

119 Pavimento en Concreto Asfaltico M2 2 31,769 63,538

120 Relleno con Material del Sitio Compactado M3 4 6,260 25,040


TOTAL FINAL 235’708,509

106

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI (EMCALI) GERENCIA DE ENERGIA

RESUMEN DEL PRESUPUESTO

PROYECTO : ENLACE A 34.5 KV DESDE LA SUBESTACION DIESEL I HASTA DIESEL IINUMERO : DIP 000 - 2000MUNIPIO : CALI

P R E S U P U E S T O

VALOR POSTES PARA MEDIA TENSION $ 75’047,911VALOR CRUCETA AL CENTRO TERMINAL $ 1’369,605VALOR CRUCETA AL CENTRO CONJUNTO CORRIDO $ 5’338,896VALOR CRUCETA AL CENTRO SUSPENSION $ 3’809,952VALOR CRUCETA AL CENTRO CORRIDO SENCILLO D. Triang $ 7’352,961VALOR CRUCETA AL CENTRO CORRIDO EN ANGULO D. Trian $ 2’092,572VALOR CRUCETA AL CENTRO TERMINAL D. Triangular $ 1’092,930VALOR TERMINAL PREMOLDEADA $ 34’346,783VALOR CABLES PARA TRAMOS 0, 1, 2, Y 3 $ 90’626,200VALOR CONTRATACION DE LA MANO DE OBRA $ 7’841,734VALOR OBRAS CIVILES INCLUIDO MANO DE OBRA $ 6’788,965

TOTAL $ 235’708,509

IMPREVISTOS - ( 10%) $ 23’570,851

TOTAL PROYECTO $ 259’279,360

ELABORO PROYECTO : JAMES GUEVARA LONDOÑO REVISO : ING. EDILBERTO LOPEZ TERRY CORTES GONZALES

ELABORO PRESUPUESTO: JAMES GUEVARA LONDOÑO APROBO: ING. EDILBERTO LOPEZ TERRY CORTES GONZALES

107

CONCLUSIONES

• La aplicación de las normas de diseño y construcción nos permitio Adquirir un

conocimiento amplio en el manejo de redes a 34.5 KV.

• La secuencia de este trabajo permite el desarrollo de otros proyectos familiarizados

con este tema de exposición.

• Con este proyecto presentamos la descripción de los requisitos técnicos mínimos que

debe reunir cualquier línea de transmisión a tensiones iguales o superiores a 34.5 KV,

para su conexión. Estos requisitos son exigibles para la conexión a la red de

transmisión, bajo las condicones del estado del arte y del desarrollo tecnológico

actuales y deberán revisarse en concordancia con los nuevos desarrollos que se

presenten.

• Se lograron todas las espectativas planeadas desde un comienzo del proyecto, que

eran el de adquirir un conocimiento amplio del terreno, tener un resposabilidad ante

este, para poder estar satisfechos y colocar en practica todo esto en nuestra vida

laboral que nos espera.

108

BIBLIOGRAFIA

♦ EMCALI – ENERGIA, Normas de Construcción (Tomo I y II), Sistemas de

Distribución de Energía.

♦ EMCALI – ENERGIA, Normas de Diseño, Sistema de Distribución de Energía.

♦ EMCALI – ENERGIA, Unidades de Proyecto, Sistema de Distribución de Energía.

♦ EMCALI – ENERGIA, Costos Unitarios, Sistema de Distribución de Energía.

♦ EMCALI – ENERGIA, Manual de resoluciones CREG que intervienen en la

construcción y diseño de redes en AT, MT, BT y AP, Sistema de Distribución de

Energía.

109

ANEXOS

110

ANEXO No.1DIBUJO DEL SECTOR (6 PLANCHAS)

111

ANEXO No.2FOTOS DEL TERRENO

112

TRAMO 0

FOTO No. 1, Calle 28 con carrera 6A.

FOTO No. 2, Calle 32 con carrera 6A.

113

TRAMO 1

FOTO No. 3,

FOTO No. 4,

114

TRAMO 1

FOTO No. 5,

FOTO No. 6,

115

TRAMO 2

FOTO No. 7,

FOTO No. 8,

116

TRAMO 2

FOTO No. 9,

FOTO No. 10,

117

TRAMO 3

FOTO No. 11,

FOTO No. 12,

118

ANEXO No.3PLANO GENERAL DE LOCALIZACION DEL PROYECTO

119

ANEXO No.4PROCEDIMIENTO DEL CALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICAS

120

CALCULO MECANICO DE LINEAS ELECTRICAS

DATOS INMEDIATOS

VELOCIDAD DEL VIENTO. = 100 Km/hora

PRESION EL VIENTO. = 23,24 Kg/ m2

CONDUCTOR

MODULO DE ELASTICIDAD FINAL E = Kg/mm2

COEFICIENTE DE DILATACION LINEAL L = 1/°C

CARGA A LA ROTURA DEL CONDUCTOR Tr = Kg

DIAMETRO D = Mts

AREA S = Mm2

PESO Pc = Kg/m

TEMPERATURAS

MINIMA Tmín = °C

PROMEDIO Tprom = °C

MAXIMA Tmáx = °C

DEDUCIDOS

FUERZA DEL VIENTO Fv = 23,24 x D

FUERZA RESULTANTE SOBRE EL CONDUCTOR

SIN VIENTO = Pc Rsv = Kg/m

CON VIENTO = ( Pc2 + Fv2 ) 1/2 Rcv = Kg/m

121

2. ECUACION DE CAMBIO DE ESTADO J AL ESTADO K PARA CADA VALOR DE VANO REGULADOR.

VALOR VANOREGULADOR

t2k ( tk + SEL Tk + (SEa2 /24) (R2j / t

2j) - tj -

SEL Tj ) = (SEa2 /24) R2k

122

3. VERIFICACION DEL CUMPLIMIENTO DE LOS REQUISITOS.

VANO REGULADOR : a = MtS

HIPOTESIS ESTADO J: CONDICIONES INICIALES – TEMPERATURA MINIMA – SIN VIENTO

Tj = Tmín – 22 Tj =°C

Rj = Rsv Rj = Kg/Mt tj = 0.25 Tr tj = Kg

ECUACION : t2k ( tk + Tk - ) = R2k

HIPOTESIS ESTADO k : CONDICIONES FINALES – SIN VIENTO

Rk = Rsv Rk = Kg/Mt


CONDICIONES FINALES – CON VIENTO

Rk = Rcv Rk = Kg/Mt


CONDICIONES INICIALES – SIN VIENTO

Tk = Tk – 22 Rk = Rsv ; Rk = Kg/Mt


123

REQUISITOS : CONDICIONES FINALES – TEMPERATURA PROMEDIO – SIN VIENTO

Tk = Tprom Tk = °C

ECUACION : t2k ( tk ) =

Tk = <= 0.15 Tr ≥

CONDICIONES FINALES – TEMPERATURA MINIMA – SIN VIENTO

Tk = Tmïn Tk = °C


Tk = <= 0.1875 Tr ≥

CONDICIONES FINALES – TEMPERATURA PROMEDIO – SIN VIENTO

Tk = Tmïn Tk = °C


Tk = <= 0.5 Tr ≥

NOTA : SI NO SE CUMPLE ALGUNO DE ESTOS REQUISITOS DEBE PARTIRSE

DE ESE REQUISITO COMO HIPOTESIS.

SI SE CUMPLEN TODOS LOS REQUISITOS PROCEDA CON EL

NUMERAL 4.

124

3. VERIFICACION DEL CUMPLIMIENTO DE LOS REQUISITOS.

VANO REGULADOR : a = MtS

HIPOTESIS ESTADO J: CONDICIONES INICIALES – TEMPERATURA MINIMA – SIN VIENTO

Tj = Tprom Tj =°C

Rj = Rsv Rj = Kg/Mt tj = 0.15 Tr tj = Kg


HIPOTESIS ESTADO k : CONDICIONES FINALES – SIN VIENTO

Rk = Rsv Rk = Kg/Mt


CONDICIONES FINALES – CON VIENTO

Rk = Rcv Rk = Kg/Mt


CONDICIONES INICIALES – SIN VIENTO

Tk = Tk – 22 Rk = Rsv ; Rk = Kg/Mt


125

REQUISITOS : CONDICIONES INICIALES – TEMPERATURA MINIMA – SIN VIENTO

Tk = Tmïn Tk = °C


Tk = <= 0.25 Tr ≥


Tk = Tmïn Tk = °C


Tk = <= 0.1875 Tr ≥


Tk = Tmïn Tk = °C


Tk = <= 0.5 Tr ≥

NOTA : SI NO SE CUMPLE ALGUNO DE ESTOS REQUISITOS DEBE PARTIRSE

DE ESE REQUISITO COMO HIPOTESIS.

SI SE CUMPLEN TODOS LOS REQUISITOS PROCEDA CON EL

NUMERAL 4.

126

4. TABLA DE FLECHAS Y TENSIONES VANO REGULADOR = Mts

Traslade todos los valores de tk siguientes a la tabla de flechas y tensiones en la columnade tensiones longitudinales:

- Condiciones Iniciales – Temperatura Mínima – Sin Viento- Condiciones Finales – Temperatura Mínima – Sin Viento- Condiciones Finales – Temperatura Promedio – Sin Viento y- Condiciones Finales – Temperatura Mínima – Con Viento

Calcule mediante las ecuaciones sin viento en condiciones iniciales y finales todas lastensiones longitudinales para las temperaturas, desde la mínima (sin incluirla) hastala máxima con intervalos de 5 °C como acontinuación se detalla.

FORMA DE LA ECUACION t2k ( tk + c )

Tk CONDICIONES INICIALES CONDICIONES FINALES(°C) C tk C tk

Tprom -------- --------5

1015202530354045505560

Traslade todos los valores de tk a la tabla de flechas y tensiones.Calcule las tensiones horizontales (tk) asi :SIN VIENTO : CON VIENTO:

Tk = th x cosh ((Rsv (a/2))/(th)) Tk = th x cosh ((Rcv (a/2))/(th))

Traslade todos los valores de th a la tabla de flechas y tensiones.Calcule las Flechas (F) asi :SIN VIENTO : CON VIENTO :

F = th/Rsv [cosh ((Rsv (a/2))/th) –1] F = th/Rcv [cosh ((Rsv (a/2))/th) –1]

Traslade todos los valores de “F” a la tabla de flechas y tensiones.

127

5. PLANTILLA

CURVA DE FLECHA A TEMPERATURA MINIMA a = Mts

FMIN=th (condicones finales – Tmín – sin viento)/Rsv[cosh ((RSv(V/2))/ th (condicones finales – Tmín – sin viento)) – 1]

CURVA DE FLECHA A TEMPERATURA MINIMA

FMIN=th(condicones finales – Tmax – sin viento)/Rsv[cosh ((RSv(V/2))/ th (condicones finales – Tmax – sin viento)) – 1]Donde V = vanoTabular hasta v/2 = 600 metros y llenar tabla de plantilla.Dibujar plantilla a escalas : horizontal 1:2000 vertical 1:500

CURVA DE TERRENO : 6.5 Mts abajo de la curva de flecha a temperatura máxima.CURVA DE APOYOS : 9.05 Mts abajo de la curva de flecha temperatura máxima para postes de 11 Mts 9.90 Mts abajo de la curva de flecha temperatura máxima para postes de 12 Mts, etc.

6. TABLA DE TENDIDO Y VERIFICACION.

Si el vano regulador da con una diferencia +- 50 sobre el vano regulador de la plantillaescogida proceda a llenar las tablas de tendido y verificación en caso contrario escoja unvalor de vana regualdor correspondiente a la cincuentena o centena mas proxima al valorde vano regulador calculado y repita completamente los procedimientos empezando por elnumeral 2.En la tabla de tendido y verificación coloque el vano regulador utilizado y los vanosreguladores caculados para cada tramo de una línea, igualmente coloque los vanosreales para cada tramo y las tensiones longitudinales sin viento iniciales (tendido) yfinales (verificación) para cada valor de temperatura.Calcule las Flechas asi :TENDIDO:F = th (condicones iniciales – Tmín – sin viento)/Rsv[cosh ((RSv(V/2))/ th (condicones iniciales

– Tmín – sin viento)) – 1]VERIFICACION :F = th (condicones finales – Tmín – sin viento)/Rsv[cosh ((RSv(V/2))/ th (condicones finales

– Tmín – sin viento)) – 1]

Escriba todos los valores de flechas en la tabla de tendido y verificación.

128



Temperatura°C

Condiciónde carga



(Mt)14.5 Con V/to

23.5 Sin V/to

60 Sin V/to

5 Sin V/to

10 Sin V/to

15 Sin V/to

20 Sin V/to

25 Sin V/to

30 Sin V/to

35 Sin V/to

40 Sin V/to

45 Sin V/to

50 Sin V/to

55 Sin V/to

60 Sin V/to

129


CONDUCTOR: VIANO REGULADOR:PROYECTO:


(a TMAX sin viento)



(a TMAX sin viento)


Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

Vano(Mt)

Flecha(Mt)

10 230 10 230

20 240 20 240

35 250 35 250

40 260 40 260

50 270 50 270

60 280 60 280

70 290 70 290

80 300 80 300

90 310 90 310

100 320 100 320

110 330 110 330

120 340 120 340

130 350 130 350

140 360 140 360

150 370 150 370

160 380 160 380

170 390 170 390

180 400 180 400

190 410 190 410

200 430 200 430

220 440 220 440

130

TABLA DE TENDIDOCONDUCTOR: VIANO REGULADOR:PROYECTO:

Vano real ( Mts)Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60


Vano real ( Mts)Temperatura°C

TENSIÓNLONGITUD

(Mts)Flechas ( Mts)

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

131

ANEXO No.5CARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURAS

(ARBOL DE CARGAS)

132

ANEXO No.6PERFIL DEL TERRENO

133

ANEXO No.7NORMA DETALLES CONSTRUCCION

134

ANEXO No.8PLANOS DEFINITIVOS

(1-4, 2-4, 3-4, 4-4)

Documents

DISEÑO, INTERVENTORIA Y COSTOS EN EL DESARROLLO DE