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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
TRABAJOS DE MANTENIMIENTO A LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN
MODALIDAD DE TITULACIÓN
MEMORIA DE EXPERIENCIA PROFESIONAL
P R E S E N T A
ALEJANDRO GERARDO VALVERDE CHAVARRÍA
NOMBRE DE LA EMPRESA: COMISIÓN FEDERAL DE
ELECTRICIDAD
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
AGVC ii
ÍNDICE INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1
OBJETIVO .............................................................................................................................. 2
CAPITULO I ............................................................................................................................ 3
1 Generalidades del sistema eléctrico de potencia ............................................................. 4
1.1 Sistema eléctrico de potencia ................................................................................... 4 1.2 Planta generadora o centrales generadoras ............................................................. 5 1.3 Partes que conforman un sistema eléctrico de potencia ........................................... 5
1.3.1 Subestación eléctrica ......................................................................................... 5
1.3.2 Red de Líneas de Transmisión .......................................................................... 7
1.3.3 Red de distribución ............................................................................................ 7
1.4 Componentes de una línea de transmisión ............................................................... 9 1.4.1 Cimentaciones ................................................................................................. 10
1.4.2 Sistema de tierras ............................................................................................ 11
1.5 Estructuras ............................................................................................................. 16 1.5.1 Dimensionamiento eléctrico de una estructura. ............................................... 17
1.5.2 Parámetros que definen el uso o utilización de una estructura ........................ 22
1.6 Aislador .................................................................................................................. 22 1.6.1 Pruebas realizadas a los aisladores ................................................................ 24
1.6.2 Selección de un aislador .................................................................................. 24
1.6.3 Distancia de aislamiento (da) ........................................................................... 25
1.7 Herrajes de Líneas de Transmisión ........................................................................ 27 1.7.1 Conjunto de herrajes ....................................................................................... 27
1.7.2 Tipos de conjuntos usados en Líneas de Transmisión ..................................... 28
1.7.3 Pruebas realizadas a los herrajes de lineas de transmision ............................. 28
1.7.4 Caracteristicas, condiciones generales, mateiales de construcción ................. 29
1.8 Cables .................................................................................................................... 30 1.8.1 Cable conductor .............................................................................................. 30
1.8.2 Cables de guarda ............................................................................................ 31
CAPITULO 2 ......................................................................................................................... 33
AGVC iii
2 Actividades de mantenimiento a Líneas de Transmisión de 230 y 400 kV ..................... 34
2.1 Corrientes y tensiones tolerables por el cuerpo humano......................................... 35 2.2 Inspecciones a las Líneas de Transmisión.............................................................. 36
2.2.1 Inspección mayor ............................................................................................ 36
2.2.2 Inspección menor ............................................................................................ 37
2.2.3 Inspección aérea o patrullaje aéreo ................................................................. 37
2.2.4 Señalización aérea y peligro ........................................................................... 38
2.3 Médicion de la resistividad del subsuelo, resistencia electrica y metodo directo ..... 40 2.3.1 Médicion de la resistividad del subsuelo .......................................................... 40
2.3.2 Medicion de resistencia electrica ..................................................................... 42
2.3.3 Método directo ................................................................................................. 43
2.4 Mantenimiento al derecho de vía de las Líneas de Transmisión ............................. 44 2.5 Sustitución de aislamiento ...................................................................................... 45
2.5.1 Sustitución de aislamiento en estructuras tipo suspensión. ............................. 46
2.5.2 Sustitucion de aislamiento en estructura de tension ........................................ 48
2.6 Sustitución de cable de guarda ............................................................................... 49 2.7 Sustitución e instalación de estructuras intermedias ............................................... 51 2.8 Modificacion de angulo de blindaje ......................................................................... 54 2.9 Instalación de supresores de voltaje ....................................................................... 56
CAPITULO III ........................................................................................................................ 59
3 Falla en una línea de 230 kV ......................................................................................... 60
3.1 Antecedentes .......................................................................................................... 60 3.2 Análisis de una falla ................................................................................................ 61
3.2.1 Cálculo del nivel básico de aislamiento (NBAI): 950 kV por parte de la extinta
luz y fuerza .................................................................................................................... 64
3.2.2 Realizamos el cálculo de distancia en aire considerando un NBAI de 1,050 kV,
nos arroja una distancia de 2.65 metros equivalente a una cadena de aisladores de 18
piezas. 65
3.3 Conclusión de la falla .............................................................................................. 68 3.4 Análisis económicamente de una falla .................................................................... 72
3.4.1 Costo del tiempo extra por la atención a falla. ................................................. 72
3.5 Análisis de las salidas de Líneas de Transmisión contra costo por fallas ................ 74 4 CONCLUSIONES DE LA TESIS .................................................................................... 77
AGVC iv
GLOSARIO ........................................................................................................................... 78
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................... 80
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Diagrama de un sistema eléctrico de potencia ....................................................... 4
Figura.1.2 Subestación eléctrica de potencia .......................................................................... 6
Figura.1.3 Silueta de Estructura tipo cara de gato o Trabe ................................................... 20
Figura 1.4 Silueta de Estructura doble circuito disposición vertical ....................................... 21
Figura 1.5 Aislamiento de vidrio tipo suspensión .................................................................. 23
Figura1.6 Estructura con Aislamiento Polimérico de tipo suspensión. ................................... 23
Figura.1.7 Distancia de fuga de un aislamiento de vidrio ...................................................... 25
Figura.1.8 Componentes del cable ACSR 1113 .................................................................... 31
Figura 1.9 Cable de hilo de guarda ....................................................................................... 32
Figura 1.10 Cable de hilo de guarda con fibra óptica OPGW ................................................ 32
Figura.2.1 Personal de líneas realizando la inspección mayor .............................................. 36
Figura .2.2 Inspección aérea en las líneas TOPILEJO-93050/93060-MORELOS ................. 37
Figura .2.3 Vista panorámica de termografia en la línea XOCHIMILCO-93C20-SANTA CRUZ
............................................................................................................................................. 38
Figura .2.4 Personal instalando placas de señalización numérica aérea............................... 39
Figura .2.5 Diagrama de medición de resistividad. ................................................................ 41
Figura .2.6 Personal de líneas realizando medición de resistividad del suelo. ...................... 41
Figura 2.7 Derecho de vía de las líneas TOP-A3510/A3520-BRN DE 400 KV ..................... 45
Figura .2.8 Derecho de vía de las líneas TOP-93050/93060-MOR DE 230 KV ..................... 45
AGVC v
Figura .2.9 Maniobra cambio de aislamiento en estructura de suspensión ........................... 47
Figura. 2.10 Personal de líneas realizando maniobra de cambio de aislamiento en estructura
de tensión ............................................................................................................................. 48
Figura-2.11 Maquina de devanadora que se ocupa para tendido de OPGW o cable de
guarda .................................................................................................................................. 51
Figura 2.12 Montaje de estructura con ayuda de grúa. ........................................................ 53
Figura .2.13 Vista final donde se muestra el mejoramiento del libramiento al sustituir la
estructura. ............................................................................................................................. 54
Figura.2.14 Personal realizando la maniobra de modificación de ángulo de blindaje. ........... 56
Figura.2.15 Supresor instalado en LT BRN A3570 NOP ....................................................... 58
Figura .3.1 Evidencias de de falla en las cadenas de aislamiento de las líneas PRM-93E20-
CRS Y TOP-93160-ODB en fase “A ..................................................................................... 62
Figura 3.3.2 Se observan cadenas flameadas en la estructura 60 ........................................ 63
Figura.3.3 Vista panorámica de la Estructura 60 ................................................................... 63
Figura 3.4 Esquema 1 estudio electro geométrico de torre 60 .............................................. 66
Figura.3.5 Esquema 2 estudio electrogeometrico de torre 60 ............................................... 66
Figura .3.6 Esquema 3 estudio electrogeometrico de torre 60 .............................................. 67
Figura .3.7 Diseño del armado de cruceta ............................................................................ 69
Figura.3.8 Diagrama de cruceta a sustituir ............................................................................ 69
Figura .3.9 Personal de líneas realizando la modificación de cruceta de guarda .................. 70
Figura .3.10 Estructura con crucetas de guarda modificada a cero grados ........................... 70
Figura .3.11 Personal realizando la mejor al sistema de tierras .......................................... 71
Figura .3.12 Cable de acero soldado a la estructura ............................................................. 71
AGVC vi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla. 1.1 Datos de conductores .......................................................................................... 14
Tabla .1.2 Niveles de aislamiento normalizado para equipo de la categoría ........................ 18
Tabla 1.3 Nivel básico de aislamiento normalizado para equipos de la categoría II .............. 18
Tabla. 1.4 Valor eficaz ......................................................................................................... 26
Tabla 2.1 Distancias de trabajo minima en una línea energizada ......................................... 34
Tabla 2.2 Tabla de corrientes tolerables por el ser humano .................................................. 35
Tabla 2.3 Distancia de entrehierro ........................................................................................ 57
Tabla 3.1 mediciones de resistividad en estructura 60 .......................................................... 67
Tabla 3.2 Supresores instalados ........................................................................................... 68
Tabla 3.3 Salidas de líneas de transmisión en la Zona de Transmisión Metropolitana .......... 74
Tabla 3.4 Resumen de actividades realizadas desde el 2010 hasta el 2014 ......................... 75
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INTRODUCCIÓN
Cuando se creó la Zona de Transmisión Metropolitana se encontró con un gran
problema con las salidas de líneas derivado de la falta de mantenimiento y
modernización que necesitaban dichas líneas de transmisión por lo cual es necesario
mejorar la confiabilidad a las líneas de 230kV y 400 kV a través de la modernización
y trabajos de mantenimiento para disminuir el índice de salidas de líneas de
transmisión.
Durante el periodo de transición y reorganización de las instalaciones (2009-2010) se
plantea la misión de mejorar y garantizar el suministro de la red de energía Eléctrica
realizando los trabajos de mantenimiento como son la sustitución de aislamiento,
mejoramiento al sistema de tierras, coordinación de aislamiento, instalación de
supresores de voltaje y reapertura de la brecha y poda.
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OBJETIVO
En el presente trabajo de titulación por experiencia laboral en el cual demuestra la
importancia de brindar mantenimiento a las líneas de transmisión en la zona de
transmisión metropolitana las cuales se tomaron por parte de CFE, dichas
instalaciones debido a la extinción de la compañía LUZ Y FUERZA DEL CENTRO
El objetivo de este trabajo es demostrar la reducción de eventos de salida de líneas
basado a la modernización y mantenimiento a las líneas de transmisión
pertenecientes a la extinta compañía LUZ Y FUERZA DEL CENTRO teniendo de un
total del fallas del 47 en el 2010 se ha reducido a 15 hasta el 2013.
AGVC 3
CAPITULO I
AGVC 4
1 Generalidades del sistema eléctrico de potencia
1.1 Sistema eléctrico de potencia
Un Sistema eléctrico de potencia (SEP) es un conjunto de elementos que tiene como
fin generar, transformar, transmitir, distribuir y consumir la energía eléctrica. A estos
sistemas eléctricos se les denomina también de alta tensión o extra alta tensión, o
sistemas eléctricos de transmisión.
En otras palabras podemos decir que un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) está
formado por tres partes principales: generación, transmisión y distribución; siendo:
Un sistema eléctrico de potencia crece debido a la demanda que exista y tenga la
población.
Figura 1.1 Diagrama de un sistema eléctrico de potencia
AGVC 5
1.2 Planta generadora o centrales generadoras
La generación de energía eléctrica consiste en transformar alguna clase de energía
química, mecánica, térmica o luminosa, entre otras, en energía eléctrica. Para la
generación industrial se recurre a instalaciones denominadas centrales eléctricas,
que ejecutan alguna de las transformaciones citadas.
Estas constituyen el primer escalón del sistema de suministro eléctrico de potencia.
La generación eléctrica se realiza, básicamente, mediante un generador; si bien
estos no difieren entre sí en cuanto a su principio de funcionamiento, varían en
función a la forma en que se accionan.
La generación, es donde se produce la energía eléctrica, por medio de las centrales
generadoras, las que representan el centro de producción, y dependiendo de la
fuente primaria de energía, se pueden clasificar en:
1.3 Partes que conforman un sistema eléctrico de potencia
Un sistema eléctrico de potencia (SEP) está compuesto por plantas generadoras las
cuales producen la energía eléctrica consumida por las cargas, una red de líneas de
transmisión, una red de líneas de distribución las cuales se ocupan para transportar
esa energía de las plantas a los puntos de consumo, subestaciones ya sean
reductoras o amplificadoras
1.3.1 Subestación eléctrica
Se da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que sirven para
alimentar el servicio eléctrico de alta tensión a un local con una demanda grande de
energía para obtener beneficios para la población como son: luz, fuerza, calefacción,
y otros servicios
AGVC 6
Una subestación eléctrica es una instalación destinada a modificar y establecer los
niveles de tensión de una infraestructura eléctrica, para facilitar el transporte y
distribución de la energía eléctrica. Su equipo principal es el transformador.
Normalmente está dividida en secciones, por lo general 3 principales, y las demás
son derivadas.
Las secciones principales son las siguientes:
Sección de medición.
Sección para las cuchillas de paso.
Sección para el interruptor.
Las subestaciones eléctricas en transmisión y distribución se diseñan también para
tener, en la medida de lo posible, una máxima confiabilidad y flexibilidad de
operación. La facilidad para switchear o desconectar equipo y sacarlo de servicio
para salidas programadas o no programadas, manteniéndolo en operación, es
esencial para la operación confiable de los sistemas.
Figura.1.2 Subestación eléctrica de potencia
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1.3.2 Red de Líneas de Transmisión
La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro
eléctrico constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de
consumo y a través de grandes distancias la energía eléctrica generada en las
centrales eléctricas. La transmisión de dicha energía puede realizarse ya sea por
corriente alterna (c.a.) o directa (c.d.), y de acuerdo al diseño de la línea puede ser
de transmisión aérea o subterránea.
Por lo cual las líneas de transmisión forman parte importante del sistema eléctrico
nacional, su operación confiable depende en gran parte de una inspección adecuada
para así poder brindarle el mantenimiento oportuno.
Parte de la red de transporte de energía eléctrica son las líneas de Transmisión de
energía eléctrica o línea de alta tensión es básicamente el medio físico mediante el
cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias. Está
constituida.
Para ello, los niveles de energía eléctrica producidos deben ser transformados,
elevándose su nivel de tensión. Esto se hace considerando que para un determinado
nivel de potencia a transmitir, al elevar la tensión se reduce la corriente que circulará,
reduciéndose las pérdidas por Efecto Joule. Con este fin se remplazan
subestaciones elevadoras en las cuales dicha transformación se efectúa empleando
transformadores, o bien autotransformadores. De esta manera, una red de
transmisión emplea usualmente voltajes del orden de 220 kV y superiores,
denominados alta tensión, de 400 o de 500 kV.
1.3.3 Red de distribución
La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de Energía
Eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función es el suministro
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de energía desde la subestación de distribución hasta los usuarios finales (medidor
del cliente).
Los elementos que conforman la red o sistema de distribución son los siguientes:
Subestación de Distribución: conjunto de elementos (transformadores, interruptores,
seccionadores, etc.) cuya función es reducir los niveles de variación de tensión de
las líneas de transmisión (o subtransmisión) hasta niveles de media tensión para su
ramificación en múltiples salidas.
Circuito Primario.
Circuito Secundario.
La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de
la red de transporte se realiza en dos etapas.
La primera está constituida por la red de reparto, que, partiendo de las subestaciones
de transformación, reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los
grandes centros de consumo, hasta llegar a las subestaciones de distribución. Las
tensiones utilizadas están comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos
anillos están las estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir
la tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión.
La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con
tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV y con una característica muy radial. Esta
red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población, industria,
etc.), enlazando las subestaciones de distribución con los centros de transformación,
que son la última etapa del suministro en media tensión, ya que las tensiones a la
salida de estos centros es de baja tensión (125/220 ó 220/380
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1.4 Componentes de una línea de transmisión
Existen varias formas de describir a una línea de transmisión pero podemos definir
como una instalación que tiene como única finalidad de conducir la energía eléctrica
y enlazar desde los centros de generación hasta las subestaciones reductoras para
poder llegar a los lugares para su consumo.
Las líneas de transmisión surgen de la problemática de transportar la energía
eléctrica de las plantas generadoras hasta los lugares de consumo ya que las plantas
o centrales generadoras por lo regular se construyen en lugares lejanos de las zonas
urbanas y además dependiendo del tipo de central en algún lugar geográfico
especifico por lo tanto se tiene la necesidad de transportar dicha energía generada a
los centros de consumo.
Existen dos tipos de líneas de transmisión aérea y subterránea
Las líneas subterráneas como su nombre lo dice son subterráneas y se encuentran a
una cierta distancia enterrada en la superficie terrestre, por lo general este tipo de
líneas son de poca longitud y se encuentran en zonas suburbanas.
Las líneas aéreas se utilizan comúnmente para distancias mayores
Las cuales se componen de lo siguiente:
Cimentaciones
Sistema de tierras
Estructura o torre
Herraje para conductor
Herraje para cable de guarda
Aisladores
Cable
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1.4.1 Cimentaciones
Existen varios tipos de cimentaciones para las estructuras de las líneas de
transmisión como por ejemplo cimentaciones superficiales y cimentaciones
profundas y en casos de postes deberán de emplearse pilas de cimentación
Las cimentaciones de las torres varían también a las características del diseño y
construcción de la línea y de los esfuerzos transmitidos por la estructura a la
cimentación, así como en función del tipo de suelo en donde se encuentre la
estructura.
Se usaran cimentaciones profundas en los siguientes casos:
Cuando no sea factible emplear cimentaciones superficiales ocasionado a que
los esfuerzos inducidos en el suelo por las torres exceden la capacidad de
carga de los estratos más superficiales.
Cuando las cimentaciones superficiales induzcan asentamientos mayores que
los permisibles
Cuando se justifique mediante el análisis de costo-beneficio
Las cimentaciones profundas son pilas o pilotes ,
Se denomina pilas a aquellas que su colado se realiza en el sitio y los pilotes son
precolados y estos son hincados con martinetes de vapor, diesel o neumaticos de
simple o doble traccion, la profundidad minima de desplante para este tipo de
cimentaciones debe de ser de:
5m para pilotes
En el caso de pilotes de las cuatro patas de la torre deben quedarse conectadas con
trabe de liga.
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Las pilas y pilotes pueden diseñarse para trabajar por fricciony/o por punta, la
separacion minima entre pilotes o entre pilas debe de ser de 3 veces su diametro a
centro.
Las cimentaciones superficiales son las siguientes
Zapatas, losas de cimentacion, muertos de anclaje para retenidas o
cimentaciones ancladaas en roca.
La profundidad minima de desplante para este tipo de cimentaciones debe de
ser de
Para cimentaciones ancladas en roca es de 0.1m
Para zapatas en suelo es de 2m
Para muertos en anclaje es de 3m
Estos tipos de cimentaciones y sus consideraciones minimas que se emplean en la
Coordinación de Proyectos de transmision y Transformacion (CPTT).se encuentran
en la especificacion de “cimentaciones para estructuras de lineas de transmision”
CFE JA 100-64.
1.4.2 Sistema de tierras
Todas las torres deben de tener sistema de puesta a tierra
Podemos decir que el sistema de tierras es un conjunto de electrodos de puesta a
tierra, vertical y horizontal enterrados que drenan a tierra las corrientes de descarga
atmosférica y de falla, y es un punto de conexión seguro de puesta a tierra para el
personal durante maniobras con Líneas de Transmisión aéreas energizadas o
desenergizadas.
La función de un sistema de puesta a tierra es drenar al terreno las corrientes que
se originan por inducción eléctrica, por fallas (corto circuitos, descargas
AGVC 12
atmosféricas), desbalances en los equipos y para proporcionar una mejor trayectoria
de retorno de la corriente a su lugar de origen.
Entre menor sea el valor de resistencia de contacto a tierra mejor será el sistema de
tierras, es decir, la red de tierra "ideal" sería aquella cuyo valor de resistencia fuera
cero Ohm, sin embargo sabemos que no existen, por no existir tampoco conductores
perfectos que no opongan resistencia al paso de la corriente.
Algunos de los objetivos de un sistema de puesta a tierra son:
Brindar seguridad a las personas.
Proteger las instalaciones, equipos y bienes en general, al garantizar la
correcta operación de los dispositivos de protección.
Mejorar la calidad del servicio.
Disipar la corriente asociada a descargas atmosféricas y limitar las
sobretensiones generadas.
Drenar las cargas estáticas a tierra.
Este sistema está conformado por conectores, electrodos, conductores
1.4.2.1 Electrodos
Son elementos metálicos conductores agrupados los cuales se clavan en el terreno
y enterrados cuya función es establecer el contacto ó conexión con la tierra, en la
cual los conductores desnudos para interconexión con el electrodo, se consideran
parte de este, con el fin de mantener un potencial de tierra en todos los conductores
que estén conectados a ellos, así poder disipar en el terreno todas las corrientes de
falla. Son importantes en terrenos sin vegetación y por lo tanto secos
Pueden ser fabricados de acero, acero galvanizado, acero inoxidable, cobre aluminio
o una combinación de estos, la sección de material dependerá de las características
del terreno. Generalmente se emplean varillas de acero-cobre de tres metros de
longitud.
AGVC 13
Existe una variedad de electrodos que son utilizados para puesta a tierra, los
cuales presentan ventajas unos con respecto de otros desde su instalación, costo y
mantenimiento. En la instalación de electrodos ha sido frecuente utilizar como
registro un tubo de albañal completo, pero no adecuado, ya que limita la disipación de
corriente en el terreno; por lo cual se debe recortar y utilizar únicamente una longitud entre
25 y 30 cm o construir directamente un pequeño registro cuadrangular que servirá
para Identificarlo rápidamente y revisar el punto de interconexión.
Para instalaciones eléctricas la NOM-001-SEDE-2005 en su artículo 250-84
establece que la resistencia de una varilla o electrodo de tierra no debe de exceder
de 25 Ω. Esto se toma como límite superior.
Electrodo de puesta a tierra (Varilla Copperwer)
Esta varilla es una de las más usadas ya que es de bajo costo, además es fabricado
de acero cubierta de cobre, el cual combina las ventajas del cobre con la alta
resistencia mecánica del acero, su longitud es de 3.05m y los diámetros nominales
más comerciales son 5/8” y 3/4” o 14.3mm2 y 19nn2
Esta se debe de enterrar en forma vertical y a una profundidad de por lo menos
2.4m, excepto si se encuentra roca en tal caso el electrodo deberá de clavarse a un
ángulo oblicuo que no forme más de 45° con la vertical o que una varilla vaya
enterrada en forma horizontal siempre y cuando sea en una zanja del mínimo 80cm
de profundidad esto según el Articulo 250-83 (c)(3) de la NOM-001-SEDE-2005.
La varilla no tiene mucha área de contacto, pero si una longitud considerable con la
cual es posible un contacto con capas de tierra húmedas, local se obtiene un valor de
resistencia bajo. Además de combinar las ventajas del cobre con la alta resistencia
mecánica del fierro; poseen una buena conductividad eléctrica, excelente resistencia
a la corrosión y una resistencia mecánica para ser clavadas en el terreno.
AGVC 14
1.4.2.2 Conductores
Estos sirven para formar el sistema de tierras y para conexión a tierra de los equipos,
los conductores empleados en los sistemas de tierra son generalmente cable
concéntrico formado por varios hilos.
Los materiales empleados en la fabricación de los mismos son: cobre, cobre
estañado, copperweld, acero, acero inoxidable, acero galvanizado o aluminio, en si
cualquier elemento metálico, sin embargo la mayoría de los materiales más comunes
se corroen por lo que el cobre ha destacado en este aspecto ya que es muy
resistente a la corrosión pero existen zonas cercanas a canales de aguas residuales
en que el cobre es atacado por ácidos empleados en el tratamiento de aguas
residuales.
DESCRIPCIÓN CONDUCTIVIDAD DEL MATERIAL (%)
αr
FACTOR A 20 °C
K (1/α0) A 0°C
TEMPERATURA DE FUSION (0°C)
Pr A 20 °C
TCAP VALOR EFECTIVO
Alambre de cobre suave estándar
100 0.00393 234 1083 1.7241 3.422
Alambre de cobre duro comercial
97 0.00381 242 1084 1.7774 3.422
Cobre estañado con alma de acero
40
0.00378
245
1084/1300 4.394
3.846
Cobre con alma de acero
30 0.00378 245 1084/1300 5.862 3.846
Alambre de aluminio comercial
61 0.00403 228 657 2.862 2.556
Aluminio aleación 5005
53.5 0.00353 263 660 3.2226 2.598
Aluminio aleación 6201
52.5 0.00347 268 660 3.2840 2.598
Alambre de aluminio estañado con alma de acero
20.3 0.00360 258 660/1300 8.4840 2.670
Alambre de acero cubierto con zinc
8.5 0.00320 293 419/1300 20.1 3.931
Acero inoxidable 2.4 0.00130 749 1400 72.0 4.032
Tabla. 1.1 Datos de conductores
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1.4.2.3 Conectores
Los elementos que nos sirven para unir los conductores del sistema de tierra para
conectar los electrodos a los conductores y para la conexión de los equipos a través
de conductores al sistema de tierra. Los conectores utilizados en los sistemas de
tierra son principalmente de dos tipos: a presión y exotérmicos.
1.4.2.3.1 Conectores o exotérmicos
Estos deberán seleccionarse con el mismo criterio que con el que se seleccionan los
conductores a demás deberán de tenerse las siguientes propiedades:
Capacidad de conducción de corriente suficiente para poder soportar las
severas condiciones de magnitud y duración de la corriente de falla.
Resistencia a la corrosión que retarde su deterioro en el ambiente en el que se
instale.
Conductividad eléctrica que reduzca efectivamente las diferencias de tensión
locales de la red de tierra.
Rigidez mecánica robusta para resistir los esfuerzos electromecánicos que
puedan provocar daños físicos a la red.
Capacidad térmica que permita mantener una temperatura por debajo del
conductor y así reducir el efecto del calentamiento.
Todos los tipos de conectores deben de soportar la corriente de la red de
tierra en forma continua.
1.4.2.3.2 Conectores a presión
Son todos aquellos que mediante presión mantienen en contacto a los conductores,
en este tipo están comprendidos los conectores atornillados o mecánicos y los de
compresión.
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1.4.2.3.3 Conectores atornillados
Están formados generalmente por dos piezas, las cuales se unen por medio de
tornillos. El material del conector es de bronce con alto contenido de cobre y el de
los tornillos es de bronce al silicio de alta resistencia mecánica y a la corrosión. Su
limitación máxima de temperatura es de 250ºC
1.4.2.3.4 Conectores a compresión
Se fabrican en una sola pieza y mediante herramientas especiales se colocan para la
unión de conductores. Los conectores a presión deberán diseñarse para una
temperatura máxima de 250 a 350 ºC
Los conectores de compresión dan mayor garantía de buen contacto y son
ampliamente utilizados para interconectar la red de tierra, así como para la puesta a
tierra de las estructuras metálicas y en general de las partes metálicas expuestas de
los equipos eléctricos de la subestación.
Los conectores a presión son más económicos, seguros y fáciles de instalar por lo
que se usan con mayor frecuencia
1.5 Estructuras
Podemos definir a una estructura de una línea de transmisión como una estructura
de acero rígida auto soportada construida con perfiles angulares laminados,
formados con montantes y celosías arriostradas. Apoyadas con crucetas, herrajes,
aisladores, cables de conductor y de guarda. Empotradas en el suelo por medio de
cimentaciones (stubs) de concreto.
Su función principal es la de dar soporte a los cables conductores y cables de hilo de
guarda (convencional o con fibras ópticas), de tal forma que la transmisión de
energía eléctrica sea eficiente, segura y económica.
AGVC 17
Las Torres se utilizan generalmente en campo abierto donde no existen restricciones
en cuanto a espacio ocasionado a que son más robustas.
Los postes troncocónicos se utilizan predominantemente en zonas urbanas o
suburbanas utilizando los espacios mínimos que las autoridades ceden o autorizan a
ocupar.
1.5.1 Dimensionamiento eléctrico de una estructura.
Una parte fundamental de una estructura para su uso es el dimensionamiento
eléctrico cuyo objetivo principal es la de conservar una distancia fase a tierra y evitar
el arqueo en aire entre estructuras y conductores, provocando la salida de la Línea
de Transmisión.
La coordinación de aislamiento, es el balance importante entre los esfuerzos
eléctricos sobre el aislamiento, los cuales son los sobre voltajes por descargas
atmosféricas o maniobras así como otras sobre tensiones temporales inducciones o
contactos accidentales con otras líneas, y el propio voltaje que soporta el aislamiento
por su diseño.
Para determinar la coordinación de aislamiento se requieren de los siguientes datos:
Altitud sobre el nivel del mar donde se instala o se encuentra la estructura
Voltaje de operación.
Tipo de contaminación del ambiente
Nivel básico de aislamiento a utilizar
Tensión Nominal Del Sistema Vn KV (Eficaz)
Tensión Máxima De Diseño Del Equipo Vd-KV (Eficaz)
Tensión De Aguante Nominal A 60 Hz De Fase A Tierra KV (Eficaz)
Tensión De Aguante Nominal De Impulso Por Rayo (NBAI) De Fase A Tierra (5) KV (Cresta)
4.4 (1)
5.5
19
45 60 75
6.9 (1)
7.2
20
40 60
AGVC 18
13.8 (2)
15.5
35
75 95 110
23(2)
27
50 60
95 125 150
34.5 (2)
38
70
125 150 200
44 (1) 52 95 250
69 (2)
72.5
140
325 350
85(39, 115(2) 123 185 230
450 550
138(3) 145 230 275
550 650
150(1), 161 (3) 170 275 325
650 750
230 (2) 245 360 395 460
850 900 950 1050
Tabla .1.2 Niveles de aislamiento normalizado para equipo de la categoría
Tensión Nominal Del Sistema Vn KV (Eficaz)
Tensión Máxima De Diseño Del Equipo (Vd) KV (Eficaz)
Tensión De Aguante Nominal De Impulso Por Maniobra (NBAM)
Tensión De Aguante Nominal De Impulso Por Rayo (NBAI) De Fase A Tierra KV (Cresta)
Fase A Tierra KV (Cresta)
Fase A Tierra (Relación Al Valor Cresta De Fase A Tierra)
400
420
850 950 1050
1.50 1.50 1.50
1050 1175 1300 1425
Tabla 1.3 Nivel básico de aislamiento normalizado para equipos de la categoría II
Algunos parámetros a controlar para evitar salidas de las líneas por descargas
atmosféricas son los siguientes:
La longitud de la cadena de aisladores, este parámetro es importante ya que
es la distancia en aire que separa la estructura y el conductor.
El ángulo de blindaje, se necesita tener un buen ángulo de blindaje para poder
tener una mejor según la región donde se encuentre ya que las descargas
eléctricas caen sobre el conductor y no sobre el cable de guarda.
AGVC 19
El sistema de conexión a tierra, este sistema debe de encontrarse
correctamente para poder drenar las corrientes a tierra.
Distancias entre conductores y cable de guarda, es necesario que exista la
distancia apropiada y normalizada entre conductores de fase así como del
cable de guarda.
Instalación de supresores de voltaje, este dispositivo es el ultimo que se debe
de recurrir para la protección para una buena coordinación de aislamiento.
Las torres de transmisión se pueden clasificar por nivel de tensión, por número de
circuitos y por su uso
Nivel de tensión
230 kV
400 kV
Numero de circuitos
1 circuito
2 circuitos
3 circuitos
4 circuitos
Uso de la torre
Tensión
Suspensión
Transposición
Deflexión
Transición
En algunas ocasiones se pueden combinar los diferentes tipos de tensión en una
misma estructura.
AGVC 20
1.5.1.1 Silueta y componentes de una estructura de un circuito tipo cara
de gato
Este tipo de estructuras se utiliza para un solo circuito disposición horizontal
Figura.1.3 Silueta de Estructura tipo cara de gato o Trabe
AGVC 21
1.5.1.2 Silueta y componentes de una estructura de dos circuitos
Estas estructuras se utilizan para llevar dos circuitos a la vez, por la esbeltez de la
torre se utilizan en lugares más estrechos debido a que ocupan menos espacio.
Figura 1.4 Silueta de Estructura doble circuito disposición vertical
AGVC 22
1.5.2 Parámetros que definen el uso o utilización de una estructura
Para poder elegir qué tipo de estructura es más apropiado para utilización se debe
de saber algunos parámetros de diseño los cuales indican donde se puede ocupar tal
estructura, algunos de los parámetros son los siguientes;
Deflexión: Es el ángulo máximo del cambio de dirección en la trayectoria del la línea
que permite la torre sin afectar su estabilidad.
Claro Medio Horizontal: Es la semisuma de los claros adyacentes a la torre y se
utiliza para calcular las cargas transversales que actúan sobre la estructura debidas
a la acción del viento sobre los cables.
Claro Vertical: Es la suma de las distancias horizontales entre los puntos más bajos
de las catenarias de los cables adyacentes a la torre y se utiliza para determinar las
cargas verticales que actúan sobre la estructura debidas a la masa de los
conductores y los cables de guarda.
Uso de la torre: La conjunción de los tres parámetros anteriores forman el
denominado “uso” de la torre: deflexión/claro medio horizontal/claro vertical.
1.6 Aislador
Un aislador es un dispositivo que se utiliza para dar soporte mecánico a un cable
conductor en una estructura y que proporciona una distancia dieléctrica entre dos
conductores a diferente potencial o entre conductor y tierra. Algunas características
de los aisladores son las siguientes:
Los materiales usados tienen alta rigidez dieléctrica (10-25 kV/mm).
Las propiedades mecánicas son usualmente adecuadas
El flameo en aire es más bajo (2 kV / mm)
En las líneas de transmisión se distinguen básicamente dos tipos de aisladores:
AGVC 23
Aisladores de Suspensión o de disco: son los más empleados en las líneas de
transmisión los cuales se fabrican de o porcelana, los cuales juntos forman cadenas
de aisladores.
Figura 1.5 Aislamiento de vidrio tipo suspensión
Barra larga: constituyen elementos de una sola pieza y se fabrican de porcelana o de
materiales sintéticos. Estos aisladores requieren menos mantenimiento que los de
vidrio.
Figura1.6 Estructura con Aislamiento Polimérico de tipo suspensión.
AGVC 24
1.6.1 Pruebas realizadas a los aisladores
1.6.1.1 pruebas de aceptacion
Son pruebas para verificar las caracteristicas de un aislador, las cuales dependen
principalmente de su diseño . Estas se efectuan sobre un cierto número de piezas y
se realiza solo una vez para un diseño o proceso de fabricacion.
1.6.1.2 Pruebas de aceptacion
Son las que se efectuan con el proposito de verificar caracteristicas de los aisladores
que dependen de la calidad de la fabricacion y de los materiales utilizados, estas se
realizan sobre una muestra tomada al azar de un lote presentado a inspeccion el cual
ha cumplido con las pruebas de rutina aplicables.
1.6.1.3 Pruebas de rutina
Son las que se realizan a cada aislador para eliminar unidades defectuosas y se
efectuan durante el proceso de fabricación.
1.6.2 Selección de un aislador
Un aislador debe ser especificado considerando los esfuerzos mecánicos, eléctricos
y ambientales a los que se verá sometido. De acuerdo a su uso, los aisladores se
verán sometidos a tres tipos de esfuerzos
Mecánicos
Eléctricos
Ambientales
Esfuerzos eléctricos
Sobretensiones a la frecuencia nominal
Sobretensiones por rayo
Sobretensiones por maniobra
AGVC 25
Corriente del arco de potencia
Tensión
Compresión
Flexión (cantilever)
Torsión
Vibración
Variaciones de temperatura
Hielo, nieve
Humedad, lluvia
Descargas atmosféricas
Cargas y esfuerzos combinados
Viento y hielo
Contaminación y altitud
Contaminación y temperatura
1.6.3 Distancia de aislamiento (da)
Es la distancia más corta entre dos partes conductoras, También se le conoce como
distancia mínima de aislamiento o distancia de arco
Figura.1.7 Distancia de fuga de un aislamiento de vidrio
AGVC 26
Distancia de fuga (DF)
Es la trayectoria más corta entre los extremos de un aislamiento sólido, pero
siguiendo su superficie exterior o contorno, puede estar sometida al fenómeno de
envejecimiento, dependiendo del material aislante, causando deterioro o disminución
de sus características.
La distancia específica de fuga. Es la DF dividida entre la tensión máxima del
sistema.
Perfil. Es la forma geométrica de un aislador.
Tensiones
Un = Valor eficaz de la tensión de f-f usado para denominar un sistema. (34,5; 69;
115; 230; 400; etc.)
Us = Máximo valor eficaz de la tensión f-f del sistema, el cual ocurre en condiciones
normales en cualquier momento y en cualquier lugar del sistema.
Um = Máximo valor eficaz de la tensión f-f para el cual está diseñado el aislamiento de
un equipo.
Tabla. 1.4 Valor eficaz
Los valores de sobretensión expresados en Por Unidad (P.U.), deben ser referidos a
la Tensión máxima de diseño de f-T
P.U. = Um X √2 / √3
Tensión U50
La tensión crítica de flameo es el valor de tensión en el que el aislador tiene el 50 %
de probabilidad de flamear. Se le conoce como:
U50
AGVC 27
La tensión de aguante es valor de tensión en el que el aislador tiene una “x%” de
probabilidad (90% en México) de que el aislador “Aguante” la sobretensión.
Generalmente es al 80 % de la tensión de U50.
1.7 Herrajes de Líneas de Transmisión
Los aisladores acoplados requieren de elementos que permitan la sujeción tanto a
las crucetas de las estructuras como a los conductores y también para el cable de
guarda a la estructura, a estos dispositivos que los enlazan se les denominados
herrajes ya sean para cable conductor o para cable de guarda, para cualquier tipo de
estructura (suspensión y tensión)
Podemos definir a los herrajes como dispositivo los cuales se utilizan en las líneas de
transmisión para sujetar los cables a la estructura, para unir dos cables, y para
protegerlos de daños causados por factores extremos
1.7.1 Conjunto de herrajes
Es la combinacion de herrajes y sus accesorios con diferentes arreglos , cuya funcion
es la de sujetar los cables a la estructura . Se elige el herraje dependiendo del uso de
la estructura para la cual fue diseñada, el calibre del conductor y el arreglo del
conjunto.
Los conjuntos deben de estar formados por los herrajes y sus accesorios de cada
conjunto debe de estar formado por elementos de una sola pieza a menos que se
indique otra cosa en la hojas de caracteristicas tecnicas especificas.
Para facilitar la identificacion de los herrajes y sus accesorios, estos deben de ser
marcados de manera permanente con el logotipo del fabricante, indicando ademas el
numero de lote y el año de fabricacion asi como la resistencia mecanica a la tension
de ruptura o lo que se indique en las hojas de caracteristicas tecnicas especificas de
cada tipo de herraje la marca debe de ser facilmente visible despues del galvanizado
AGVC 28
1.7.2 Tipos de conjuntos usados en Líneas de Transmisión
Conjunto de tension.
Conductor
Cable de guarda
Fibra optica OPGW
Conjunto de suspension
Conductor
Cable de guarda
Fibra optica OPGW
1.7.3 Pruebas realizadas a los herrajes de lineas de transmision
1.7.3.1 Pruebas de prototipo
Estas tienen como objetivo establecer las caracteristicas de diseño , se realizan una
vez y solo se repiten cuando se modifican los materiales o el diseño de los herrajes o
conjuntos de herrajes .
1.7.3.2 Pruebas de rutina
Dichas pruebas las aplica el fabricante durante la produccion, con el proposito de
verificar si la calidad de los herrajes o conjuntos de herrajes se mantiene dentro de
las tolerancias permitidas..
Pruebas de aceptacion
Son las establecidas entre el comprador y el provedor con el objetivo de verificar si
los herrajes o los conjuntos de herrajes cumplen con lo especificado con la norma
NRF-043-DFE-2004.
AGVC 29
1.7.4 Caracteristicas, condiciones generales, mateiales de
construcción
Las caracteristicas mecanicas, electricas, dimensionales de fabricacion y metodos de
prueba que deben de cumplir los herrajes y sus accesorios asi como los conjuntos
de herrajes son las establecidas en las normas como en sus hojas especificas.
La aleacion de aluminio-silicio que se utiliza debe de cumplir las caracteristicas
electromecanicas requeridas en las hojas de caracteristicas tecnicas especificas de
cada herraje.
Todos los herrajes y accesorios deben de ser galvanizados por inmersion en
caliente, excepto en los casos que se indique otro tipo de acabado en las hojas
caracteristicas tecnicas de cada herraje.
1.7.4.1 Herrajes utilizados en líneas de transmisión.
Calabera orquilla “Y” corta
Calabera orquilla “Y” larga
Horquilla “Y” bola corta
Horquilla “Y” bola larga
Horquilla “Y” ojo corta
Calabera ojo corta
Calabera ojo larga
Yugo triangular
Yugo trapesoidal
Yugo rectangular
Yugo de suspension
Yugo de paso
Yugo de remate
Extension de horquilla-Horquilla
Anillo equipotencial
AGVC 30
Grillete
Grapa de suspensión para conductor
Grapa de tension para conductor
Grapa de suspensión de cable de guarda
Cable de tension para cable de guarda
Eslabon
Conector a compesion cable-cable
Conector a compresion cable-solera
Separador
Manguitos de reparacion.
1.8 Cables
1.8.1 Cable conductor
Podemos definir al conductor como un medio por el cual se efectúa el transporte de
energía eléctrica, la sección, su composición y el número de conductores por fase
debe ser la más adecuada para permitir la transferencia optima de la potencia
eléctrica y además resistir los esfuerzos mecánicos a los que estarán sometidos
durante la construcción y operación de la línea.
Los conductores de uso más común en las líneas de transmisión aérea son en primer
instancia los conductores de aluminio dispuestos helicoidalmente sobre una serie de
cables de acero dispuestos de forma similar utilizados como refuerzo denominado
ACSR.
AGVC 31
Figura.1.8 Componentes del cable ACSR 1113
Tipos de conductores
AAC All Aluminum Conductor -Todos los conductores de Aluminio
AAAC All Aluminum-Alloy Conductor -Todos los conductores de aleación de
Aluminio-
ACSR Aluminum conductor Steel-Reinforced -Conductores de Aluminio
con alma de acero-
ACAR Aluminum Conductor Alloy-Reinforced -Conductores de Aluminio
con alma de aleación-
ACSS Aluminum Conductor Steel Supported –Conductores de Aluminio
soportados con acero-
Expanded ACSR, ACSR/AW (Aluminum Weld, Aluminio soldado)
1.8.2 Cables de guarda
La función principal de los cables de guarda es impedir que las descargas
atmosféricas impacten directamente sobre los cables conductores de las fases de los
circuitos, captando la intensidad de corriente y conduciéndola por medio de la
estructura de acero para tramitarlas a los sistemas de tierras que finalmente son los
elementos disipadores
AGVC 32
Generalmente los cables de guarda empleados son de acero galvanizado o de acero
recubierto de aluminio, los cuales deben ser capaces de resistir las solicitaciones
mecánicas y condiciones climatológicas de las zonas en donde se instale.
Figura 1.9 Cable de hilo de guarda
Actualmente se están instalando en líneas de transmisión cables de guarda de acero
recubierto de aluminio con núcleo conteniendo fibras ópticas mediante las cuales se
transmiten señales de telecomunicación para coordinar los elementos de protección
en las subestaciones eléctricas colaterales asociadas a las Líneas de Transmisión.
Figura 1.10 Cable de hilo de guarda con fibra óptica OPGW
AGVC 33
CAPITULO 2
AGVC 34
2 Actividades de mantenimiento a Líneas de
Transmisión de 230 y 400 kV
La necesidad de transportar la energía eléctrica de los centros de generación a los
centros de consumo, esto da origen a la creación de líneas de transmisión, las cuales
siguen en paralelo con el desarrollo del país, dicha operación requiere de
mantenimiento a las líneas de transmisión y representa un problema más complejo
ya que continuamente se suman al sistema de interconexiones. Para que las líneas
tengan un funcionamiento correcto y brinden un alto grado de confiabilidad depende
en gran parte del mantenimiento oportuno.
Para la ejecución de los trabajos de mantenimiento a líneas de transmisión, es
importante describir al personal de una forma sencilla y precisa la o las actividades a
desarrollar de los trabajos. Existen algunas actividades que se pueden realizar con la
línea desenegizada y algunas mas con líneas energizadas Algunas actividades de
mantenimiento se describirán más adelante.
Cuando se trabaja con líneas energizadas debe de respetar las distancias de
seguridad al trabajar las cuales se obtienen de la distancia mínima de aislamiento en
aire para el voltaje de la línea más un factor por movimiento inadvertidos las cuales
se muestran a continuación.
VOLTAJE DE FASE A FASE (kV)
DISTANCIA A EMPLEAR (m)
0.05 a 0.30 Evitar contacto
2.44 a 13.75 0.6
15.1 a 36 0.75
115 1.5
161 a 169 1.75
230 2.5
400 4.4 Tabla 2.1 Distancias de trabajo minima en una línea energizada
AGVC 35
La distancia entre el liniero y la línea energizada, mas la distancia entre la estructura
y el liniero no deben ser menor a la distancia mínima permitida.
2.1 Corrientes y tensiones tolerables por el cuerpo humano
Al estar en contacto con corrientes eléctricas existen diferencias de potencial que
pueden ser peligrosas y causar riesgos en el ser humano, las consecuencias del
paso de la corriente por el cuerpo pueden ocasionar desde lesiones físicas
secundarias (golpes, caídas, etc.), hasta la muerte por fibrilación ventricular. Por eso
es conveniente hacer notar que la resistencia eléctrica del cuerpo humano es muy
variable por lo que los valores de tensión que aplicados al cuerpo humano se
consideran peligrosos las cuales se deben definir en forma conservadora.
CORRIENTES TOLERABLES
DESCRIPCIÓN TIPOS DE UMBRALES
0 a 1 mA
La magnitud de corriente con la cual una persona es capaz de detectar una ligera sensación de hormigueo en sus manos o en la punta de los dedos causada por la corriente que circula por su cuerpo en ese momento Umbral de
percepción
1 mA a 6 mA
Corriente de liberación aunque son desagradables de soportar, generalmente no afectan la capacidad de una persona de controlar sus músculos para liberar un objeto energizado que este sosteniendo
9 mA a 25 mA
Las corrientes son dolorosas y se dificulta o se es casi imposible liberar un objeto energizados sujetados con la mano debido a que las corrientes son elevadas, las contracciones musculares pueden dificultar la respiración, este efecto no es permanente y desaparece cuando se interrumpe el flujo de corriente, a menos que la contracción sea muy severa y la respiración se detenga, no por segundos sino por minutos será necesario aplicar la resucitación artificial (primeros auxilios)
Umbral de no soltar
60 mA a 100 mA
Se puede presentar la fibración ventricular del, el paro respiratorio o el paro cardiaco, ocasionando algún daño o incluso la muerte.
Umbral de fibrilación ventricular
Tabla 2.2 Tabla de corrientes tolerables por el ser humano
Por lo consiguiente se puede decir que un valor seguro para un corazón sano es
de 25 mA a través de él, naturalmente es importante el tiempo de duración ya
que va desde 0.03 a – segundo.
AGVC 36
Para fines de cálculo de las tensiones de paso y contacto, la guía Std 80-2000
del Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) recomienda utilizar un
valor de 1000 Ω para la resistencia del cuerpo humano
2.2 Inspecciones a las Líneas de Transmisión.
Las inspecciones son el primer paso para planear los trabajos de mantenimiento a
las líneas de transmisión ya que al realizar las inspecciones nos arroja las anomalías
que encontramos en las líneas además de evitar posibles disparos de líneas lo cual
provoca la interrupción de energía eléctrica que en el valle de México es un gran
problema por la cantidad de usuarios.
2.2.1 Inspección mayor
Esta actividad deberá de realizarse cuando menos 1 vez al año a lo largo de toda la
línea de transmisión, en esta actividad se realiza la revisión a detalle en cada
elemento y componente de las estructuras, cables conductores, cables de guarda,
además de los factores externos a la línea de transmisión como brecha, contra
perfiles, libramientos de piso a conductor, cruzamientos con ríos zonas de
contaminación, vandalismo, zonas de incendio.
Figura.2.1 Personal de líneas realizando la inspección mayor
AGVC 37
2.2.2 Inspección menor
Se puede realizar con una periodicidad de 2 veces al año, debido que no es
necesario subir a las estructuras por parte de los linieros, pero es indispensable ya
que en la zona metropolitana frecuentemente se encuentra con ciertas anomalías
ocasionadas por terceros como tianguis, papalotes, grúas y por vandalismo, aunque
ya se tienen identificadas las zonas no se puede tener controlado.
2.2.3 Inspección aérea o patrullaje aéreo
Dicha actividad se realiza con apoyo de helicóptero o avioneta, en la cual se pueden
recorrer las líneas en un menor tiempo y detectar fallas notorias en cables de guarda,
cable conductor, estructuras, brecha, colas de rata, cimentaciones, invasiones al
derecho de vía, aislamiento y construcciones cerca al derecho de vía por vialidades
nuevas, ya que en muchas ocasiones las delegaciones y municipios realizan sus
proyectos sin consultar los riesgo que se enfrentan al realizar la construcción cerca
de líneas de transmisión.
El recorrido que se realiza en la zona de transmisión metropolitana se divide en dos
anillos de 400 kV y anillo de 230 kV
Figura .2.2 Inspección aérea en las líneas TOPILEJO-93050/93060-MORELOS
AGVC 38
Con ayuda del helicoptero tambien se realiza la termografia a lineas de transmision
con ayuda de un equipo termografico en la cual se recorre la linea para encontrar
puntos criticos con alto grado de temperatura lo cual indica que se tiene que corregir
eso puntos.
Una vez localizado se procede a corregir el punto caliente, algunos de estos puntos
pueden encontrarse en la siguiente forma:
Algunos hilos rotos en conductor
En los herrajes de remate de conductor (pistolas mecanicas o a compresion)
herraje de suspensión de conductor
Empalmes de conductor
Figura .2.3 Vista panorámica de termografia en la línea XOCHIMILCO-93C20-SANTA CRUZ
2.2.4 Señalización aérea y peligro
Las estructuras de las líneas que forman los anillos de 230 y 400 kV que pertenecen
a la Zona de Transmisión Metropolitana no contaban con placas de señalización
aérea ni señalización de peligro las cuales son muy importantes para la localización
de estructuras en un patrullaje o inspección aérea para poder ubicar con mayor
facilidad la estructura en un patrullaje aéreo y alguna posible falla. La forma en la que
se distribuyen en la estructura es la siguiente:
AGVC 39
Estructura de 1 circuito lleva 2 placas de peligro en el bottom panel y 2 placas de
numeración en medio de la trabe de la estructura.
Estructuras doble circuito que enlacen la mismas subestaciones, llevan 2 placas de
peligro en el bottom panel y 2 placas de numeración con la misma numeración en
medio de la trabe de la estructura, doble circuito diferente enlaces de subestaciones,
2 placas de peligro en el bottom panel y 4 placas de numeración divididas 2 placas
de numeración en la cruceta de guarda de cada cruceta debido a que las líneas
tienen diferente numeración.
Las placas deben de cumplir con la norma de referencia NRF-042-CFE-2005 la cual
nos dice que el cuerpo de la placa puede ser de acero inoxidable de fibra de vidrio o
lamina galvanizada por enmersion en caliente. La placa tiene que tener un espesor
de 0.8 mm con una longuitud de 60 cm y un ancho de 40 cm. Permitiendo una
tolerancia de 1 ± %, sus cantos deben de estar redondeadas.
La placa debe estar pintada en color amarillo y las letras, numeros y simbolos de
color negro de un solo lado de la placa, ademas de tener 2 barrenos de 1 cm de
diametro y los tornillos de 9.5 mm de diametro por 25 mm de largo con arandelas
planas, de precion y tuercas.
Figura .2.4 Personal instalando placas de señalización numérica aérea.
AGVC 40
2.3 Médicion de la resistividad del subsuelo, resistencia
electrica y metodo directo
La actividad consta en realizar la resistencia del terreno en cada estructura que
conforme la linea de transmision, dicha actividad debe de realizarse antes de las
epocas de estiaje para que en temporadas de lluvia se tenga la seguridad de que se
drenen las posibles descargas electricas que lleguen a caer en las lineas.
2.3.1 Médicion de la resistividad del subsuelo
Para medir la resistividad del subsuelo se utiliza el metodo “Wenner” o de los cuatro
puntos cuyo principio basico es la inyección de una corriente directa o de baja
frecuencia a través de la tierra entre dos electrodos C1 y C2 mientras que el
potencial que aparece se mide entre dos electrodos P1 y P2. Estos electrodos están
enterrados en línea recta y a igual separación entre ellos. La razón V/I es conocida
como la resistencia aparente. La resistividad aparente del terreno es una función de
esta resistencia y de la geometría del electrodo, el equipo de medición es el Megger
de tierra.
Podemos definir básicamente el método en 4 electrodos enterrados dentro del suelo
a lo largo de una línea recta a igual distancia “d” de separación enterrados a una
profundidad “p”, la tensión entre los dos electrodos interiores de potencial es medida
y dividida entre la corriente que fluye a través de los otros dos electrodos externos
para dar un valor de resistencia mutua en ohms
AGVC 41
Figura .2.5 Diagrama de medición de resistividad.
Se debe de medir la resistividad del subsuelo colocando el megger en el centro de la
estructura y los electrodos se deben colocar paralelos al centido de la Linea de
Transmisión con una separación de 1.6m para la primera medición y 3.2m para la
segunda medicion, los formatos deben de colocarse en un formato de la
especificación. CFE 00JLO-28.
Figura .2.6 Personal de líneas realizando medición de resistividad del suelo.
AGVC 42
2.3.2 Medicion de resistencia electrica
Para la medicion de la resistencia de la red de puesta a tierra se debe utilizar el
metodo de caida de potencial.
Mantenimiento a las redes de tierra convesionales
Esto es necesario por las propiedades de los materiales que presentan debido al
envejecimiento, corrosión de conexión, durante el mantenimiento se realizan las
siguientes actividades:
Medicion de resistividad del subsuelo de acuerdo al apendice a de la especificacion
CFE 00JLO-28
Medición de la resistencia de puesta a tierrade la estructura.
Revision de las conexiones de cables de guarda a la estructura, colas de rata,
bajantes de las patas de la estructura a la cimenación.
Reparacion de los sistemas de puesta a tierra que presenten daños fisicos
Correccion o mejoramiento de la red de puesta a tierra
Este metodo se basa en la inyección de una corriente de prueba en el electrodo bajo
analisis (red de puesta a tierra) se toman las medidas de la tensiona diferentes
distancias tomando como base la distancia que existe entre patas 1 y 4, el electrodo
auxiliar de potencial P, el valor representativo se tentra cuando
La diferencia maxima de resistencia entre mediciones sea menor a 1 Ω para cuando
el valor maximo medido sea menor a 5 Ω se considera aceptable. Cuando la
diferencia de resistencia sea menor que el 15 % para cuando el valor maximo
medido sea mayor a 5 Ω.
AGVC 43
La dirección de la medición debe de ser perpendicular o longuitudinal a la línea,
instalar el electrodo auxiliar de corriente C y su cable asociado en la direccion
seleccionada a 50m del electrodo E cuando la longuitud de la contra-antena sea
menor o igual a 12 m y para longuitudes mayores la distancia debe ser de 75m del
electrodo E.
En este metodo es necesario realizar 3 mediciones:
Primera medición: Colocar el electrodo auxiliar de potencial P y su cable
asociado en la direccion al electrodo de corriente al 52% de la medicion entre
patas 1-3 o 2-4 multiplicado 4 veces
Segunda medición: La segunda medicion se realiza instalando el electrodo P,
a 62% de la distancia de la medicion entre patas 1-3 o 2-4 multiplicado 4
veces
Tercera medición: La ultima medicion se efectua instalando el electrodo P a
72% de la distancia de la medicion entre patas 1-3 o 2-4 multiplicado 4 veces
Estas mediciones se tienen que registrar en el formato de la especificacion. CFE
00JLO-28 El valor representativo de la resistencia (R) de la red de puesta a tierra se
considera lo correspondiente a la lectura realizada cuando el electrodo se encuentra
a 62%.
2.3.3 Método directo
Ademas se realizar el metodo de directo el cual consiste en medir la resistencia de la
conexion del sistema de tierra de la estructura, desde la conexion del cable de
guarda o fibra OPGW a la conexion de sistema de tierras de la estructura sin pasar la
medicion de 0.081 Ω. En el caso de que la medicion sea mayor es necesario limpiar y
reapretar la conexiónes para que tener una mejor seguridad de que se podra drenar
alguna posible descarga atmosferica que pueda llegar a caer en la lineas de
transmision los trabajos se pueden realizar con la linea energizada y con las medidas
AGVC 44
preventivas ya que de no realizar las actividades con precaucion se puede provocar
un accidente.
2.4 Mantenimiento al derecho de vía de las Líneas de
Transmisión
Definiremos el derecho de via como la franja de terreno que se ubica a lo largo de la
trayectoria de las lineas de transmision el cual debe de permanecer limpio.
Una actividad muy importante es el mantenimiento a lineas de transmision cuya
funcion es el mantener limpio el derecho de via de las lineas para evitar salidas de
lineas por quema de caña, pastizales, caida de arboles o ramas cercanas.
El control de quema de caña, pastizales donde se tenga maleza debajo del derecho
de via de las lineas es importante ya que en ocaciones los dueños de los predios
realizan la quema y provocan salidas de lineas.
Ademas se debe de realizar corte de pastizal, arbol, tocones, en algunas ocaciones
estos servicios se contratan por terceros y personal de cfe supervisa que se lleven
acabo dichos trabajos ademas de llevar el control para poder realizar las
estimasiones del contrato.
AGVC 45
Figura 2.7 Derecho de vía de las líneas TOP-A3510/A3520-BRN DE 400 KV
Figura .2.8 Derecho de vía de las líneas TOP-93050/93060-MOR DE 230 KV
2.5 Sustitución de aislamiento
Un aislador es un dispositivo que se utiliza para dar soporte mecánico a un cable
conductor en una estructura y que proporciona una distancia dieléctrica entre dos
conductores a diferente potencial o entre conductor y tierra. En las Líneas de
Transmisión se distinguen básicamente dos tipos de aisladores:
AGVC 46
Actividad realizada con línea energizada o desernigizada programadamanete que no
impliquen afectacion del servicio o le reste confiabilidad a la red electrica de la Zona
de Transmision Metropolitana.
Como se sabe existen dos tipos de estructuras suspension y tension.Una vez
programada la licencia y otorgada por el Area Central de Control (ACC) se procede a
trabajar de la siguiente manera.
2.5.1 Sustitución de aislamiento en estructuras tipo suspensión.
Preparar el material y la herramienta a utilizar en la maniobra a demas es necesario
que toda la cuadrilla este enterada de la maniobra de cambio de aislamiento y la
herramienta a utilizar.
Se tramita la licencia con el Area de Control Central para poder aterrizar en las
subestaciones e instalar tierras tierras auxiliares donde se va a realizar el trabajo,
esta actividad la puede desempeñar el responsable de los trabajos (jefe de oficina y
cabo-liniero).
Instalacion de polea y soga mandadera para subir herramienta como montacarga,
yugos, estrobos de acero, esta actividad la puede desempeñar el liniero o ayudante
liniero.
El liniero que se encuentra en el conductor acciona el montacarga para aflojar la
cadena, tambien retira la chaveta del aislador inferior y tensiona el montacarga para
aflojar la cadena.
El liniero que se encuentra en el conductor retira el aislador inferior de la calavera e
instala estrobo entre cuarto o quinto aislador de la cadena de arriba hacia abajo
sujetando la soga mandadera.
AGVC 47
El personal que se encuentra debajo de la estructura amarra la nueva cadena de
aislamiento con la soga mandadera, es necesario que la mandadera quede
tensionada.
El liniero retirar chaveta de aislador superior con ayuda de pinzas, desarmador y
desenganchar la cadena cargando en la soga mandadera para que esta quede
tensionada.
La maniobra de bajar cadena de aislamiento retirada y al mismo tiempo subir cadena
nueva.
Colocar chaveta de aislador superior e inferior, colocacion de calavera inferior.
El personal baja la herramienta utilizada en dicha maniobra asi como el retiro se las
tierras auxiliares..
Si no se van a realizar mas trabajos se rtira la licencia en el Area de Control Central.
Figura .2.9 Maniobra cambio de aislamiento en estructura de suspensión
AGVC 48
2.5.2 Sustitucion de aislamiento en estructura de tension
Preparar el material y la herramienta a utilizar en la maniobra a demas es necesario
que toda la cuadrilla este enterada de la maniobra de cambio de aislamiento y la
herramienta a utilizar.
Serviorarse que se encuentre aterrizado en ambos extremos de la linea para poder
instalar las tierras auxiliares.Insatalar polea mandadera, estrobos en trabe y yugo
delantero asi como montarcargas.
Una ves instalado el montacargas se tensiona para poder sacar el aislador de la
calavera y aflojar lentamente la cadena.
Se baja la cadena a retirar al mismo tiempo se sube la cadena nueva.
Se engancha el aislador en la calavera del yugo delantero, se afloja montacarga para
instalar la chaveta.
Retirar equipo y material utilizado, retirar tierras auxiliares y regresar la licencia para
energizar la linea
Nota: Todas estas maniobras dependen de la forma de trabajar de la cuadrilla.
Figura. 2.10 Personal de líneas realizando maniobra de cambio de aislamiento en estructura de tensión
AGVC 49
2.6 Sustitución de cable de guarda
La función principal de los cables de guarda es impedir que las descargas
atmosféricas impacten directamente sobre los cables conductores de las fases de los
circuitos, captando la intensidad de corriente y conduciéndola por medio de la
estructura de acero para tramitarlas a los sistemas de tierras que finalmente son los
elementos disipadores
Esta actividad es necesaria en las lineas de la Zona de Transmision Metropilitana
debido a que se a brindado poco mantenimiento a dichas lineas por parte de la LyFc,
esto para tener una mayor confiabilidad a las lineas ya que el cable de guarda
presenta corrosion tipo “C”, esto puede provocar caida del cable y ocacionar la
suspensión se la energia electrica ademas de poder ocacionar algun problema a
terceros que se encuentren cerca del punto. Tambien se puede sustituir el cable de
guarda por fibra optica OPGW.
Se debe de realizar un recorrido de la línea donde se va a realizar la sustitucion para
poder elaborar el programa de tendido asi como la cuantificacion de herraje para el
tramo a cambiar.
Una vez teniendo el programa de tendido y el herraje necesario se programa la
licencia en el Area de Control Central
Se preparan los materiales necesarios antes del dia de la licencia como son: gruas,
maquinas de tendido, herrajes de suspension y de tension, poleas, preformados, el
cable de guarda, radios de comunicación, contrapeso (alacran), destoncedor
(pengolin) y herramienta necesaria para llevar acabo dichas maniobras.
Un dia antes de la licencia se instalan poleas de suspension para ahorrar tiempo,
dicho trabajo se realiza con licencia en vivo.
AGVC 50
Se solicita licencia con el Area de Control Central para y se aterriza en cada
subestacion que enlasa la linea, ademas de instalar equipo de puesta tierra auxiliares
en el tramo que se ve a trabajar.
Se instalan poleas de tension y deflexion.
Se cubren circuitos de 23 kV, 85, kV, cruces de avenidas importantes o medios de
transporte como son metro, tren ligero, tren suburbano con ayua de violines y gruas
tipo canastilla.
Personal instala las maquinas de tendido y equipo de comunicacion para empesar
con la maniobra.
Una vez instaladas todas las poleas se comienza a bajar la punta donde se
encuentra la maquina devanadora para pegar la punta y el contrapeso debido a que
se utiliza el cable de guarda existente como guia, terminando de realizar la maniobra
se baja la otra punta del cable a la maquina traccionadora, anclando las otras puntas
del cable en las cupulas de la estructura.
Una ves instaladas las maquinas se cubren empalmes de guarda con preformados
de guarda.
Una ves listo se comienza con el tendido del cable, teniendo personal en cada
estructura la cual se va reportando con los operadores de las maquinas, ademas de
que un personal va siguiendo y checando el contrapeso.
Una vez que llega la punta del cable nuevo se flecha, remata y enclema el cable
nuevo empezando por los herrajes de tension.
Se retiran maquinas de tendido, violines, tierras auxiliares para regresar la licencia y
puedan energizar la línea.
Cuando se sustituye el cable de guarda por fibra optica se realiza el mismo
procedimiento de tal forma de evitar que se maltrate o dañe la fibra.
AGVC 51
Figura-2.11 Maquina de devanadora que se ocupa para tendido de OPGW o cable de guarda
2.7 Sustitución e instalación de estructuras intermedias
Una parte fundamental de una estructura para su uso es el dimensionamiento
eléctrico cuyo objetivo principal es la de conservar una distancia fase a tierra y evitar
el arqueo en aire entre estructuras y conductores, provocando la salida de la Línea
de Transmisión.
La coordinación de aislamiento, es el balance importante entre los esfuerzos
eléctricos sobre el aislamiento, los cuales son los sobre voltajes por descargas
atmosféricas o maniobras así como otras sobre tensiones temporales inducciones o
contactos accidentales con otras líneas, y el propio voltaje que soporta el aislamiento
por su diseño.
Algunos parámetros a controlar para evitar salidas de las líneas por descargas
atmosféricas son los siguientes:
AGVC 52
La longitud de la cadena de aisladores, este parámetro es importante ya que es la
distancia en aire que separa la estructura y el conductor.
El ángulo de blindaje, se necesita tener un buen ángulo de blindaje para poder tener
una mejor según la región donde se encuentre ya que las descargas eléctricas caen
sobre el conductor y no sobre el cable de guarda.
El sistema de conexión a tierra, este sistema debe de encontrarse correctamente
para poder drenar las corrientes a tierra.
Distancias entre conductores y cable de guarda, es necesario que exista la distancia
apropiada y normalizada entre conductores de fase así como del cable de guarda.
Instalación de supresores de voltaje, este dispositivo es el ultimo que se debe de
recurrir para la protección para una buena coordinación de aislamiento.
Instalacion de una estructura
Para la instalación de estructuras intermedias es importante realizar el proyecto de la
ingenieria para saber si realmente se instala la estructura intermedia o se sustituye
alguna de las estructuras adyasentes al punto para mejorar los libramientos de piso a
conductor. Esta actividad se realiza por terceros los cuales suministran la estructura
y montan dicha estructura.
Durante el desarrollo del proyecto es importante saber que tipo de cimentacion se va
a utilizar y supervisar la cimentacion por que es una parte indispensable para se lleve
acabo la instalacion de la estructura ya que si esta mal nivelada las zapatas de las
estructuras (spod) ya que en ocaciones cuesta trabajo la instalacion de la misma. La
nivelacion se realiza con apoyo de un topografo
La fabricacion de la estructura o poste intermedio tarda alrededor de 80 a 120 dias
ademas de tener la aprovacion de LAPEM quien es la encargada de realizar las
pruebas necesarias para asegurarse que cumpla con las normas de referencia.
AGVC 53
Una vez con la estructura en los almacenes de CFE y teniendo la cimentacion de
dicha estructura se procede a programar la licencia para instalar dicha estructura.
Dependiendo del estudio de flujos que se realice y la importancia de las lineas, el
CENECE solicita algun tipo de arreglo provisional para el montaje de la estructura.
Una vez otorgada la licencia se instala equipo de puesta a tierra auxiliar en
estructuras adyasentes a la estructura que se va a sustituir.
El contratista empieza el montaje de la estructura, algunas ocaciones se prearma en
suelo la estructura y con ayuda de grua se monta la estructura. Cuando el acceso es
dificil para que ingrese la grua se arma con ayuda de plumas flotantes las cuales
sirven de apoyo para armar la estructura.
Figura 2.12 Montaje de estructura con ayuda de grúa.
Cuando se tiene montada la estructura se procede a pasar el conductor a la nueva
estructura ya sea de tension o suspension con su respectivo herraje y aislamiento
nuevo.
Cuando se termina de montar los conductores en la nueva estructura se desarma la
antigua estructura para dejar libre de obstaculos
AGVC 54
Personal de lineas CFE empiezan a revisar algunos puntos la nueva estructura como
son: tornilleria, torque, aislamiento, herraje, conductor, placas de carga, montantes,
cable de guarda. Ademas de revisar por lo menos 3 estructuras antes y despues del
punto por que algunas ocaciones se desploman las cadenas de aislamiento de las
estructuras existentes.
Se retirar equipo de puesta a tierra auxiliares y se entrega la licencia al CENACE
para que coordine las maniobras para energizar las lineas.
Figura .2.13 Vista final donde se muestra el mejoramiento del libramiento al sustituir la estructura.
2.8 Modificacion de angulo de blindaje
Los trabajos de modificacion de angulo de blindaje forman parte importante de la
coordinacion de aislamiento que es muy importante para evitar salida de lineas
ocacionadas por descargas atmosfericas. Para realizar la sustitucion se empieza
realizando el estudio electrogeometrico para ver si es necesario realizar la
modificacion.
AGVC 55
Se saca el diseño de la cruceta tomando como base la cruceta existente para
anexarle el acero estructural faltante, para posteriormente mandarlo a fabricar las
crucetas.
Una vez que se cuenta con las crucetas se procede a programar las licencias para la
sustitucion de crucetas de cable de guardia.
Ya en sitio se procede a instalar equipo de puesta atierra provisional para poder
empezar a trabajar.
Procede a instalar la polea mandadera para subir el equipo que se utiliza como
montacarga, pluma flotante, soga, estrobo, tensor de fibra o guarda para proceder a
realizar la maniobra.
Se baja el cable de guarda a la primera fase superior si la estructura es de doble
circuito y a la trabe si es un solo cirduito, para asi desmantelar la cupula o cruceta
existente con ayuda de la pluma flotante
El personal que se encuentra en piso arma la nueva estructura para proceder a
instalarla la nueva cruceta de guarda, muchas veces no coincide los barrenos viejops
con los nuevos por eso se realizan arriba cuando la instalan para que no aya
equivocacion, cuando barrenan le aplican galvanizado en frio, para evitar la
corrosion.
Cuando se termina de instalar la cupula se pasa el cable de guarda o fibra a la nueva
cruceta con su respectivo herraje.
AGVC 56
Figura.2.14 Personal realizando la maniobra de modificación de ángulo de blindaje.
2.9 Instalación de supresores de voltaje
Todo equipo que conforma el sistema eléctrico de potencia está sujeto
periódicamente a sobretensiones especialmente las líneas de transmisión las cuales
constituyen una parte fundamental en la transmisión de potencia se ubican a ciertas
alturas considerables debido a esto están sometidas a sobretensiones que pueden
ser de origen externo: Sobretensiones por descarga atmosférica (100 kHz) e interno:
Son causadas por diferentes eventos relacionados con la operación normal del
sistema, es decir, con la conexión y desconexión del equipo primario Sobretensiones
por maniobra.- oscilaciones amortiguadas a frecuencias menores a 10 kHz ,
Sobretensiones temporales.- oscilaciones ligeramente amortiguadas a la frecuencia
del sistema.
AGVC 57
La instalación de supresores de voltaje es una parte importante en la coordinación de
aislamiento ya que drena las variaciones de voltaje que se presenten en una línea de
transmisión como son descargas atmosféricas, por maniobra, por equipo.
Para la instalacion de supresores de voltaje (GAP)
Una vez en sitio se instala el equipo de puesta a tierra auxiliares para trabajar con
mayor seguridad ,asi como soga mandadera.
Se sacan medidas en la fase que se va a instalar el supresor para instalar y fijar el
riel que sujetara al supresor a la estructura, realizando los barrenos en el riel, la
estructura y se le aplicar glalvanizado en frio en los barrenos para evitar la corrosion.
El supresor se arma en el piso para poder fijarlo, apretando la union y dejando flojo el
electrodo de puesta a tierra (diana) para que en cuanto se tengas las medidas poder
subirlo.
Una vez instalado el riel se vuelven a confirmar las medidas, se procede a subir el
supresor para fijarlo corroborando las medidas ya que en algunas veces qe tiene que
instalar aumentos para poder cumplir conlas distancias.
Una vez fijado el supresor se fija la diana siempre i cuando cumpla con las medidas
de entre hierrolas cuales se muestran acontinuacion
TENSION (kV)
VALOR MINIMO (metros)
VALOR RECOMENDABLE
(metros)
VALOR MAXIMO (metros)
400 1.3 1.4 1.5
230 1.1 1.2 1.3 Tabla 2.3 Distancia de entrehierro
AGVC 58
Figura.2.15 Supresor instalado en LT BRN A3570 NOP
Distancia de
entrehierro
Electrodo
(diana)
Riel para soporte
del supresor de
voltaje
AGVC 59
CAPITULO
III
AGVC 60
3 Falla en una línea de 230 kV
3.1 Antecedentes
Cuando se creó la Zona de Transmisión Metropolitana derivado de la extinción de la
compañía Luz y fuerza del Centro, la Comisión Federal de Electricidad se enfrento a
un gran problema derivado a la cantidad de
Salidas de líneas debido a la falta de mantenimiento y modernización que
necesitaban dichas líneas de transmisión por lo cual es necesario mejorar la
confiabilidad a las líneas de 230kV y 400 kV a través de la modernización y trabajos
de mantenimiento para disminuir el índice de salidas de líneas de transmisión.
Teniendo un total de 47 salidas de líneas en el 2010 el cual se pudo contabilizar
debido a que la CFE ya comenzó a brindar el mantenimiento a dichas líneas como
operativo de emergencia.
La Zona de Transmisión Metropolitana tiene a su cargo 141 Líneas de transmisión
en las tensiones de 230 y 400 KV a las cuales les brinda el mantenimiento
preventivo, correctivo y predictivo, estas acciones incluyen las acciones técnicas y
administrativas correspondientes. Para mantener la confiabilidad y continuidad del
servicio eléctrico.
A continuación se presenta una grafica de las fallas ocurridas en el 2010 donde nos
muestra la cantidad de salidas de Línea clasificadas por su causa.
Tomando como base esto se comienza con la modernización y mantenimiento para
disminuir dicho índice.
AGVC 61
3.2 Análisis de una falla
Durante este proceso se tienen fallas muy interesantes para su análisis, una de ellas
es la ocurrida el día 27 de marzo del 2012 en las líneas TOP-93160-ODB Y PRM-
93E20-CRS con el fin de encontrar la causa y darle pronta solución.
El día martes 27 de marzo de 2012 a las 18:00 hrs. se disparan las L.T.’S TOP-
93160-ODB Y PRM-93E20-CRS de 230 kV operando la protección 21, fase “a” a
tierra para ambas líneas. Se afecta carga de 84 MW.
SECUENCIA DE EVENTOS.
S.E. TOPILEJO.
18:00 D/53 9311 O/21 ZONA 1 FASE “A” A
TIERRA A 21.9 KM DE S.E TOPILEJO
18:03 C/INT. 53 9311
EN S.E CONTRERAS
18:00 D/53-PARE O/21 ZONA 1 FASE “A” A
TIERRA A 8.18 KM DE S.E CRS
EN S.E BERNABE
18:00 D/ INT-93E10 O/ 50 FASE “A” A
TIERRA A 21.66 KM DE S.E BRN
18:02 C/INT. 93E10
EN S.E. PARRES MÓVIL
18:02 C/53-PARE TOMANDO CARGA DE 84 MW
Personal de líneas de zona de transmisión metropolitana realiza inspección por falla
encontrando cadenas flameadas en la fase inferior de la estructura 60 la cual soporta
AGVC 62
las líneas TOP-93160-ODB y PRM-93E20-CRS, esto originado por descarga
atmosférica.
La torre 60 de las líneas TOP-93160-ODB y PRM-93E20-CRS, es autosoportada,
doble circuito, disposición vertical y un conductor por fase, cable de guarda 7#8 y un
cable de fibra óptica 36 fibras.
Figura .3.1 Evidencias de de falla en las cadenas de aislamiento de las líneas PRM-93E20-CRS Y TOP-93160-ODB en fase “A
AGVC 63
Figura 3.3.2 Se observan cadenas flameadas en la estructura 60
Figura.3.3 Vista panorámica de la Estructura 60
AGVC 64
Se realiza el cálculo de distancias en aire de la estructura al conductor, Cabe hacer
mención que para el dimensionamiento eléctrico de estas estructura la extinta luz y
fuerza del centro utilizo un NBAI de 850 kV, en lugar de un NBAI de 1050 kV como lo
utiliza la CFE.
3.2.1 Cálculo del nivel básico de aislamiento (NBAI): 950 kV por parte
de la extinta luz y fuerza
Para realizar los cálculos se toma como base la norma Coordinación de aislamiento NMX-J-150/1-ANCE-2008 y NMX-J-150/2-ANCE-2008 Publicado por CFE/LAPEM
b) DISTANCIA CRITICA DE AISLAMIENTO POR IMPULSO DE RAYO
NBAI(F-T): 950.00 KV MSNM: 2555
U50= NBAI/0.961 988.554 KV APLICANDO FACTOR DE SEGURIDAD DEL 5 %
U50C=Ks*U50= 1,037.981 KV APLICANDO FACTOR DE CLARO K= 1.45
KR=0.74+0.26K 1.117 DISTANCIA EN AIRE A NIVEL DEL MAR ES D=U50C/530*KR 1.753317122 FACTOR DE CORRECCION DE ALTITUD
PARA RAYO m= 1 Kα=еm(H/8150) 1.368201266 U50CA=U50C*Kα 1,420.167 KV
DISTANCIA EN AIRE A MSNM 2555
D=U50C/530*KR 2.398890706
La cadena de aisladores consta de 16 piezas considerando el paso de los aisladores
de 0.146 se tiene que la longitud es de 2.33 m. Comparándolo con el valor que nos
da el cálculo comprobamos que la línea está diseñada para un nivel básico de
aislamiento 950 kV NBAI.
AGVC 65
3.2.2 Realizamos el cálculo de distancia en aire considerando un NBAI
de 1,050 kV, nos arroja una distancia de 2.65 metros equivalente
a una cadena de aisladores de 18 piezas.
Para realizar los cálculos se toma como base la norma Coordinación de aislamiento NMX-J-150/1-ANCE-2008 y NMX-J-150/2-ANCE-2008 Publicado por CFE/LAPEM
DISTANCIA CRITICA DE AISLAMIENTO POR IMPULSO DE RAYO
NBAI(F-T): 1,050.00 kV MSNM: 2555 m
U50= NBAI/0.961 1,092.612 kV
APLICANDO FACTOR DE SEGURIDAD DEL 5 %
U50C=Ks*U50= 1,147.242 kV
APLICANDO FACTOR DE CLARO
ALTITUD K= 1.45
KR=0.74+0.26K 1.117
DISTANCIA EN AIRE A NIVEL DEL MAR ES
D=U50C/530*KR 1.937876819
FACTOR DE CORRECCIÓN DE
ALTITUD
PARA RAYO m= 1
Kα=еm(H/8150) 1.368201266
U50CA=U50C*Kα 1,569.659 kV
DISTANCIA EN AIRE A MSNM 2555
D=U50C/530*KR 2.651405517 m
Tomando en cuenta el dimensionamiento de la estructura nos permite adicionar dos
aisladores a la cadena para que tenga 18 piezas y así cumplir un NBAI de 1,050 kV y
se reduzca así la probabilidad de falla ante una sobretensión por descarga
atmosférica.
Se realiza estudio electrogeométrico de la estructura 60, la cual presento cadenas
flameadas en la fase inferior de las líneas: TOP-93160-ODB y PRM-93E20-crs por
descargas atmosféricas el día 27 de marzo de 2012.
Este análisis del estudio se está considerando en el primer esquema la deficiencia
del ángulo de blindaje con respecto a la fase superior cuyo ángulo es de +12°.
AGVC 66
Figura 3.4 Esquema 1 estudio electro geométrico de torre 60
En el segundo esquema se está considerando el análisis del ángulo de blindaje con
respecto a la fase inferior la cual presento la falla cuyo ángulo es de +6° y se
encuentra con blindaje adecuado.
Figura.3.5 Esquema 2 estudio electrogeometrico de torre 60
Por último en el tercer esquema se está considerando la mejora del ángulo de
blindaje ampliando la cúpula del cable de guarda para obtener un ángulo de blindaje
ANGULO 12°
POSITIVO
6.30
25.00
4.00
3.50
3.50
ESQUEMA 1
ESTUDIO ELECTROGEOMETRICO DE LA
TORRE No. 60 FASE SUPERIOR DE LA
L.T. TOP-93160-ODB/PRM-93E20-CRS
12°
AB
C
17.27
Rc=46 mts.
Rc=RADIO DE ATRACCION DE
RAYO
Rc=9.4(Ir*1.1)2/3
Rc=9.4(Ir*1.1)
RC=9.4(10*1.1)
RC=46.5 MTS
DONDE:
Ir = 10 KA
2/3
2/3
AREA EN LA CUAL SE
TIENE DESPROTEGIDA Y
QUE IMPACTARIA EL
RAYO DIRECTAMENTE AL
CONDUCTOR DE FASE
TERRENO NATURAL
2.70
6.00
2.40
2.40
ANGULO 6°
POSITIVO
6.30
25.00
4.00
3.50
3.50
Rc=RADIO DE ATRACCION DE
RAYO
Rc=9.4(Ir*1.1)2/3
Rc=9.4(Ir*1.1)
RC=9.4(10*1.1)
RC=46.5 MTS
DONDE:
Ir = 10 KA
2/3
2/3
TERRENO NATURAL
2.40
2.70
6.00
2.40
ESQUEMA 2.
ESTUDIO ELECTROGEOMETRICO DE LA
TORRE No. 60 FASE INFERIOR DE LA L.T.
TOP-93160-ODB/PRM-93E20-CRS
11.23
Rc=46 mts.SE REDUCE A UN PUNTO
EN LA FASE INFERIOR
CUALQUIER DESCARGA
IMPACTARA AL HILO DE
GUARDA O AL TERRENO,
CON LO CUAL SE TIENE
UN BLINDAJE
ADECUADO.
6°
AGVC 67
de 0°, con el que el blindaje de las líneas es el más adecuado y así reducir la
probabilidad de fallas por blindaje deficiente.
Figura .3.6 Esquema 3 estudio electrogeometrico de torre 60
Además de se verifica el sistema de tierras
Se realiza medición de resistividad y resistencia al pie de la torre 60 de las líneas
TOP-93160-ODB Y PRM-93E20-CRS de acuerdo a la especificación CFE 00JL0-28.
Encontrando los siguientes valores:
DISTANCIA DE MEDICIÓN VALOR
Resistividad a 1.6 m 2,770 Ω-m
Resistividad a 3.2 m 4,020 Ω-m
Resistividad promedio 3,395 Ω-m
Resistencia al pie de la torres es de= 80 Ω. Tabla 3.1 mediciones de resistividad en estructura 60
El valor de resistencia al pie de la torre es mucho superior al que nos marca la
especificación de la CFE que considera un valor máximo de 10 Ω.
ANGULO 0°
6.30
25.00
4.00
3.50
3.50
Rc=RADIO DE ATRACCION DE
RAYO
Rc=9.4(Ir*1.1)2/3
Rc=9.4(Ir*1.1)
RC=9.4(10*1.1)
RC=46.5 MTS
DONDE:
Ir = 10 KA
2/3
2/3
TERRENO NATURAL
2.40
2.70
6.00
2.40
ESQUEMA 3.
ESTUDIO ELECTROGEOMETRICO DE LA TORRE
No. 60 CON MODIFICACION DE ANGULO A 0° DE
LA L.T. TOP-93160-ODB/PRM-93E20-CRS
11.23
Rc=46 mts.
SE REDUCE A UN PUNTO
EN LA FASE INFERIOR
CUALQUIER DESCARGA
IMPACTARA AL HILO DE
GUARDA O AL TERRENO,
CON LO CUAL SE TIENE
UN BLINDAJE
ADECUADO.
A
AGVC 68
Cabe hacer mención que la torre 60 de las líneas TOP-93160-ODB Y PRM-93E20-
CRS se le instalaron 4 electrodos profundo de 15 metros de profundidad, esto en el
año 2010.
Por lo anterior al tener un alto valor de resistividad y de resistencia al pie de la torre
nos provoco una falla de flameo inverso en la torre 60 de las líneas TOP-93160-ODB
Y PRM-93E20-CRS
3.3 Conclusión de la falla
Se llega a la conclusión que la falla que se presento en la torre 60 de las líneas
TOP-93160-ODB y PRM-93E20-CRS que presentaron flameo en su fase inferior, se
debió a un flameo inverso ante la incidencia de una descarga atmosférica derivado
de los altos valores de resistencia del terreno, el cual es rocoso (3,395 ω-m) y de
resistencia al pie de la torre (80 ω)
.Acciones tomadas derivado del análisis de la falla
Una vez analizados los aspecto de coordinación de aislamiento (distancias en aire,
blindaje y sistema de tierras) de las líneas TOP-93160-ODB Y PRM-93E20-CRS
Se instalaron 128 supresores de voltaje en el tramo de las estructura 42 a la 64, en
ambas líneas instalando en fase “A” y “C” o la fase superior y fase inferior
LÍNEA CANTIDAD INSTALADOS
TOP-93160-ODB 64
PRM-93E20-CRS 50
TOP-93170-PRM 14 Tabla 3.2 Supresores instalados
Se modifico el ángulo de blindaje de +12° a 0° para lo cual se modifico la cúpula del
cable de guarda para blindar adecuadamente las tres fases. Se realizo el diseño de
la cruceta de cable de guarda para corregir el Angulo positivo.
AGVC 69
Figura .3.7 Diseño del armado de cruceta
Diseño de la nueva cruceta de cable de guarda
Figura.3.8 Diagrama de cruceta a sustituir
AGVC 70
Figura .3.9 Personal de líneas realizando la modificación de cruceta de guarda
Figura .3.10 Estructura con crucetas de guarda modificada a cero grados
AGVC 71
Se instala el sistema de tierras redundante en 42 Estructuras de ambas líneas
Figura .3.11 Personal realizando la mejor al sistema de tierras
Figura .3.12 Cable de acero soldado a la estructura
Se tenían distancias en aire críticas, para lo cual se adicionaron dos piezas de
aisladores para que la cadena que tenia de 16 piezas será de 18 piezas.
AGVC 72
3.4 Análisis económicamente de una falla
Analizaremos la repercusión de la falla ocurrida El día martes 27 de marzo de 2012
a las 18:00 hrs. se disparan las L.T.’S TOP-93160-ODB Y PRM-93E20-CRS de 230
kV operando la protección 21, fase “a” a tierra para ambas líneas. Se afecta carga de
84 MW de forma económica.
Los datos que a continuación se presentan fueron tomados de la página
http://www.cfemex.com/Paginas/Default.aspx
COSTO KW DEMANDA $ 118.75
COSTO KWH ENERGÍA PUNTA $ 2.4264
CARGA A LA HORA DEL EVENTO: 84,000 KW
TIEMPO DE DURACIÓN DEL EVENTO: 0.05 H
DEMANDA FACTURABLE PERDIDA POR EL EVENTO: 3730 KW
COSTO TOTAL DE DEMANDA FACTURABLE PERDIDA:
$ 118.75X 3730 KW = $ 442,937.50
COSTO TOTAL DE ENERGÍA PERDIDA EN EL EVENTO
0.05 HRS X 84 000 KW X $ 2.4264= $ 10,190.88
COSTO TOTAL POR LA PÉRDIDA EN EL EVENTO
COSTO TOTAL DE DEMANDA PERDIDA + COSTO TOTAL DE ENERGÍA PERDIDA
$ 442,937.50 + $ 10,190.88 = $ 453,128.38
3.4.1 Costo del tiempo extra por la atención a falla.
El tiempo extra que se genera por atención a la falla debido a que el personal ya
había terminado su jornada laboral a demás de los gastos extras que se generaron
como son alimentos, gastos de gasolina, helicóptero.
AGVC 73
La jornada laboral del personal sindicalizado consta de 8 horas, para atender dicha
falla se calcula el tiempo extra tomando su sueldo base y puesto. Para la atención a
dicha falla se emplearon 2 cuadrillas.
Cada cuadrilla consta de un Cabo-Liniero, 2 Liniero y “
TIEMPO EXTRA
PUESTO
COSTO
POR
HORA
CANTIDAD
DE
CUADRILLA
TIEMPO DE
ATENCIÓN
A FALLA
(HORAS)
COSTO
CABO $150.00 2 4 $1,200.00
LINIERO $85.00 4 4 $1,360.00
AYUDANTE $75.00 4 4 $1,200.00
$3,760.00
Costos adicionales aparte del tiempo extra son los alimentos en los cuales se
contemplan la comida y la cena tomando en cuenta el horario de la falla.
ALIMENTOS
PUESTO CANTIDAD MONTO TOTAL
JEFE DE OFICINA 2 $ 200.00 $ 400.00
CABO 2 $ 200.00 $ 400.00
LINIERO 4 $ 200.00 $ 800.00
AYUDANTE 4 $ 200.00 $ 800.00
$ 2,400.00
Para la revisión de las líneas y debido a la importancia del enlace del anillo de 230
kV se toma la decisión de utilizar el helicóptero.
COSTO POR USO DE HELICÓPTERO
RENTA TIEMPO COSTO
$ 39,000.00 1.2 $ 46,800.00
Algunos gastos más fueron el combustible y casetas
AGVC 74
OTROS GASTOS
VEHÍCULOS LITROS COSTO
4 25.00 $ 10.50 $ 1,050.00
CASETAS $ 480.00
$ 1,530.00
El monto que resulto de la atención de la falla es de $ 482,508.38 lo cual es muy
costoso para CFE:
3.5 Análisis de las salidas de Líneas de Transmisión contra
costo por fallas
En la zona de transmisión metropolitana se ha disminuido la cantidad de salida de
líneas ocasionadas por falla debido a la falta de mantenimiento que se tenían en el
2010 la cual sea reducido en base al mantenimiento y modernización que se ha
brindado a las líneas de transmisión, ya que si se cuantifica la cantidad de fallas que
se ha tenido desde 2010 hasta la actualidad dan un total de 160 disparos de líneas
Como lo muestra la tabla comparativa del 2010 y 2013 nos podemos dar cuenta la
forma en la que se ha disminuido la cantidad de fallas.
SALIDAS 2010 2011 2012 2013
400 KV 13 3 5 7
230 KV 30 29 10 8
TOTAL 43 32 15 15
Tabla 3.3 Salidas de líneas de transmisión en la Zona de Transmisión Metropolitana
CONCEPTO MONTO
COSTO TOTAL DE LA DEMANDA
PERDIDA $ 453,128.38
TIEMPO EXTRA $ 3,760.00
ALIMENTOS $ 2,400.00
HELICÓPTERO $ 6,800.00
OTROS GASTOS $ 1,530.00
TOTAL $ 482,308.38
AGVC 75
Tomando como base el monto que se genero en la falla de $482,502.38
multiplicándolo por la cantidad de falla que se tuvieron en el 2010.
Numero de fallas X costo de falla
47X$482,502.38= $ 22, 677,611.86
Realizaremos el cálculo para el 2013
15X482,502.38=$ 7,237,535.7
Lo cual nos indica que sea disminuido
Lo cual sea disminuido gracias al mantenimiento que se le brinda a las líneas de transmisión con los siguientes trabajos
Tabla 3.4 Resumen de actividades realizadas desde el 2010 hasta el 2014
AGVC 76
Con un monto total de $57,380,736.73 en la adquisición de equipos y material
utilizado.
ACTIVIDAD UNIDAD DE
MEDIDA 2010 2011 2012 2013 TOTAL
Sustitución de Aislamiento CADENAS 620 830 2000 779 4229
Instalación de Apartarrayos y
Supresores de Voltaje PZA 140 172 264 190 766
Modificación de Ángulo de
Blindaje EST
187 161 106 454
Mejoramiento de Sistema de
Tierras EST 120 300 469 120 1009
Poda de Árboles PZA 5200 4500 5176 5250 20126
Brecha HA 100 744 339 448 1631
Instalación de Estructuras
Intermedias EST 16 27 18 4 65
Sustitución de Cable de
Guarda KM
190 89.682 51.3 330.9
Tendido de Fibra Óptica
(OPGW) KM 125.4 213.732 213.091 38 590.223
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4 CONCLUSIONES DE LA TESIS
Podemos concluir el presente trabajo demostrando que se reducen las salidas de
líneas en base a los trabajos de mantenimiento y modernización a las líneas de
transmisión ya que es un trabajo constante el que se le debe de brindar a la
infraestructura eléctrica y nunca dejar de seguir modernizando para poder tener un
sistema eléctrico de potencia en buenas condiciones para así poder brindar una
mayor confiabilidad a la red eléctrica y al cliente de energía eléctrica.
El costo que genera una falla por falta de modernización es una suma
económicamente considerada a demás de la interrupción del suministro de energía
eléctrica, ya que cada falla es diferente por lo cual se le tiene que dar un tratamiento
diferente.
La realización adecuada y oportuna de las inspecciones facilita la identificación de
las posibles anomalías que se presenten tomando encuentra que la Zona de
Transmisión Metropolitana se encuentra en la ciudad de México y estados aledaños
a la ciudad de México, por lo cual representa un mayor grado de dificultad para
poder brindar el mantenimiento.
.
AGVC 78
GLOSARIO
Catenaria: Es el punto más bajo que existe entre dos estructuras
Contraperfil: Se refiere a los perfiles transversales con respecto al eje de la línea de
transmisión.
Claro: Distancia comprendida entre dos estructuras consecutivas de una Línea aérea
de Transmisión de energía eléctrica.
Flecha: Es la vertical media del punto más bajo del conductor al punto medio a la
línea recta imaginaria que une los dos soportes del conductor
Línea de Transmisión aérea: es aquella que está constituida por conductores
desnudos o aislados, tendidos en espacios abiertos y que están soportados por
estructuras o postes, con los accesorios necesarios para la fijación, separación y
aislamiento de los mismos conductores.
Derecho de Vía: Franja de terreno que se ubica a lo largo de cada línea aérea cuyo
eje coincide con el central longitudinal de las estructuras o con el trazo topográfico.
Zona Urbana: Área geográfica que se caracteriza por presentar asentamientos
humanos concentrados de más de 15000 habitantes. En estas aéreas se asientan la
administración pública, el comercio organizado, la industria.
Uso: La conjunción de los tres parámetros forman el denominado uso de una torre:
deflexión/ claro medio horizontal /claro vertical
Utilización: Es la conjunción de los tres parámetros de tipo eléctrico para diseño
como es el número de kilovolts/número de circuitos, número de conductores por fase.
Poda: Es el proceso de recortar un árbol o arbusto. En arbolado urbano su utilidad
es, por un lado, prevenir el riesgo de caída de ramas, y por otro controlar el tamaño
de árboles cuya ubicación no permite su desarrollo completo.
Libramiento: Distancia de un lugar a otro
Deflexión: Es el ángulo máximo del cambio de dirección en la trayectoria del la línea
que permite la torre sin afectar su estabilidad.
Claro Medio Horizontal: Es la semisuma de los claros adyacentes a la torre y se
AGVC 79
utiliza para calcular las cargas transversales que actúan sobre la estructura debidas
a la acción del viento sobre los cables.
Claro Vertical: Es la suma de las distancias horizontales entre los puntos más bajos
de las catenarias de los cables adyacentes a la torre y se utiliza para determinar las
cargas verticales que actúan sobre la estructura debidas a la masa de los
conductores y los cables de guarda.
AGVC 80
BIBLIOGRAFÍA
Manual para diseño electromecánico de Líneas de Transmisión Aéreas M.C. Raymundo Flores M. Publicado por CFE Manual del curso de Diseño Electromecánico de Líneas de Transmisión. Publicado por CFE Curso Tutorial de Coordinación de Aislamiento Ing. Gilberto Enríquez Harper, Ing. Carlos Ramírez Pacheco Especificación para diseño de líneas de transmisión aéreas CPTT-DDLT-001/02, agosto 2012 Publicado por CFE/LAPEM Coordinación de aislamiento NMX-J-150/1-ANCE-2008 Publicado por CFE/LAPEM Coordinación de aislamiento NMX-J-150/2-ANCE-2008 Publicado por CFE/LAPEM Red de Puesta a Tierra para estructuras de Líneas de Transmisión Aéreas de 69 kV a 400kV en operación.CFE 00JL0-28 Publicado por CFE Apartarrayos para Líneas de Transmisión NRF-045-2007 Publicado por CFE Instalaciones eléctricas (utilización) NOM-001-SEDE-2005