Apunte de transmision_def_2

LINEAS AEREAS DE
ALTA Y MEDIA TENSION
UNIVERSIDAD TECNOLOGICA NACIONAL
FACULTAD REGIONAL LA PLATA
CURSO: 5º AÑO
ESPECIALIDAD: ING. ELECTRICA
CATEDRA: GENERACION, TRANSMISION Y
DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA
AUTOR: ING. MARIO R. GOS

INDICE
I.- DESCRIPCION DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
1) SISTEMA NACIONAL:
I. Interconexión Litoral - NEA (Nor-Este Argentino)
II. Interconexión Centro - NOA (Nor oeste Argentino
III. Interconexión Centro-Cuyo
IV. Interconexión Centro - Litoral - Buenos Aires
V. Interconexión Sistema Salto Grande
VI. Interconexión Comahue - Zona Patagónica
2) SISTEMAS REGIONALES:
II.- INTRODUCCION
 Línea Aéreas:
 Líneas Subterráneas:
Factores a tener en cuenta para la elección:
a) Económico
b) Estético
c) Estratégicos
d) Contaminación
1.- Normalización de tensiones de Transmisión
2.- Tensión óptima de una línea de Transmisión
a) Potencia de transmisión: 1) Línea Corta, 2) Línea Media y Línea larga.
b) Pérdidas en las líneas: 1) Pérdidas por EFECTO JOULE, 2) Pérdidas por EFECTO
CORONA, 3) Pérdidas por dispersión sobre las Cadenas de Aisladores
3) Definición del cable a utilizar en una línea
III.- GLOSARIO DE TERMINOS
IV.- MATERIALES QUE CONSTITUYEN LAS LINEAS AEREAS:
1.- Cables de transporte de energía (desnudos)
2.- Cables de transporte de energía aislados
3.- Cables de protección
4.- Aisladores
4.1.- Definición de las cadenas de aisladores por las condiciones eléctricas
4.1.1.- Por la tensión máxima de aislación

4.1.2.- Según norma VDE 0111
4.1.3.- Según tensión de impulso
4.1.4.- Según la línea de fuga del aislador
4.2.- Definición de la Cadena de aisladores por condiciones mecánicas
4.2.1.- Suspensión
4.2.2.- Retención
5.- Morsetería:
5.1.- Manguitos de empalme
5.2.- Manguitos de reparación: a) Tipo tubo, b) Tipo preformado
5.1.- Armaduras de Protección:a) Armour Rods, b) Preform Rods
6.- Postes
6.1.- Hormigón Armado: a) Troncocónicos, b) Doble T:
6.2.- Tubos de acero
6.3.- Postes de madera:
6.4.- Perfiles de Acero:
7.- Fundaciones:
8.- Puestas a tierra:
V.- TRAZAD0 DE LINEAS
1.- Tipos de postes:
1.1.- Suspensión
1.2.- Suspensión angular
1.3.- Retención
1.4.- Terminales de línea
1.5.- Postes especiales: a) Postes no normalizados, b) Cruce de Ferrocarril, c)
Cruce de ruta.
2.- Disposición de los cables:
2.1.- Líneas de 13,2 kV:
2.2.- Líneas de 33 kV:
VI.- DETERMINACION DE LAS DIMENSIONES DE LOS POSTES
1.- Cálculo mecánico de los cables
1.1.- Cálculo mecánico de un cable suspendido entre dos puntos fijos a igual nivel
1.2.- Ecuación de cambio de estado
1.2.1.- Estados de carga
1.2.2.- Cargas específicas
1.2.3.- Longitud del cable
1.2.4.- Relación entre los estados de carga
1.2.5.1.- Vanos Cortos
1.2.5.2.- Vanos largos
1.2.5.3.- Vano Crítico
1.2.5.4.- Estados Básicos

2.- Metodología para efectuar el cálculo mecánico de un cable
2.1.- Procedimiento del Cálculo Mecánico partiendo del Estado Básico
2.2.- Cálculo mecánico del cable de protección
3.- Consideración de vanos de distinta altura de sujeción
4.- Altura libre de los cables
5.- Definición de las tensiones máximas admisibles para distintos estados Climáticos
5.1.- Tensión máxima admisible
5.2.- Tensión de tracción prolongada
5.3.- Tensión de tracción para la temperatura media anual
5.4.- Resumen de Tensiones
5.4.1.- Zona Rural
5.4.1.1.- Aluminio – Acero (Al/Ac)
5.4.1.2.- Aleación de Aluminio (Al/Al)
5.4.2.- Zona Urbana
5.4.3.- Zona de cruce de ruta
5.4.4.- Zona de cruce de ferrocarril
6.- Cálculo mecánico de cables con computadora
6.1..- Cables de energía
6.2..- Cables de protección
7.- Definición de las distancias eléctricas en un poste
7.1.- Cargas específicas por peso propio
7.1.1.- Cable
7.1.2.- Aislador
7.1.3.- Poste
7.1.4.- Ménsulas, crucetas y vínculos
7.2.- Cargas específicas debidas al viento
7.2.2.- Carga sobre aisladores
7.2.2.1.- Longitud de la cadena de aisladores
7.2.3.- Carga sobre postes
7.2.4.- Carga sobre Ménsulas y vínculos
7.3.- Angulo de meneo ó declinación del cable
7.4.- Distancia entre cables en el medio del vano
7.5.- Distancia mínima de partes con tensión a tierra
7.6.- Determinación de la longitud de la ménsula (lm)
7.6.1.- Inclinación del conjunto cable – cadena por acción del viento
7.6.2.- Distancias eléctricas a masa con cadena incIinada
7.6.3.- Longitud de la Ménsula
8.- Métodos para la ubicación del cable de protección
9.- Definición de la altura del Poste
VII.- CALCULO MECANICO DE LOS POSTES
1.- Consideraciones generales
2.- Cargas de viento oblicuo
3.- Viento sobre los cables con hielo
4.- Hipótesis excepcional FE.2

5.- Hipótesis de carga para estructuras de fundación única
5-1.- Tipo de poste: SUSPENSION
5.2.- Tipo de poste: ANGULAR Y SUSPENSION ANGULAR
5.3.- Tipo de estructura: RETENCION ANGULAR (desde 0 a 90º)
5.4.- Tipo de estructura: TERMINALES
6.- Comentarios sobre las hipótesis de carga
8.- Resumen de las cargas actuantes en las hipótesis de carga
VIII.- FUNDACIONES:
1.- De macizo de hormigón único
2.- De patas separadas
3. Pilotes
4.-Placas para riendas de torres arriendadas: a) Placa de anclaje armada “in situ“: b)
Sistemas tipo “Mecha”
5.- Suelo - cemento apisonado (postes simplemente enterrados)
IX.- EJECUCIÓN DE LINEAS AEREAS
1.- Trabajos preliminares
1.1.- Proyecto
1.2.- Planimetria, Planialtimetria y Servidumbre de Electroducto
1.3 - Distribución de postes sobre la planialtimetría
1.4.-Estudio de suelo
2.- Ejecución de Obra
2.1.- Ejecución de las Fundaciones
2.2.- Montaje de los postes de suspensión
2.3.- Montaje de los postes de retención y/o especiales
2.4.- Montaje de los cables
2.4.1.- Montaje de roldanas y enhebrado del cable
2.4.2.- Tensado de los cables
2.4.3.- Verificación de la flecha de los cables
X.- VERIFICACION DEL TENDIDO DE CABLES
1.- Medición de la flecha en el medio del vano
2.- Consideración de la relajación de los cables

I.- DESCRIPCION DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Podemos decir que se trata de un sistema de líneas de 500 kV, con diseño similar
en cuanto a que tienen cuatro conductores por fase, cadenas de aisladores de 24 a 26
unidades dependiendo de ello la zona donde se desarrolla la línea, los conductores de
energía son de aleación de aluminio con alma de acero y tienen dos cables de protección
contra descargas atmosféricas, en todos los casos las estructuras son de acero reticulado
y presentan vanos de entre 400 y 450 metros.
El objetivo inicial de la conformación del Sistema Nacional, fue el de proveer
energía a todos los rincones de nuestro país, potenciando el crecimiento de producción
industrial y de mayor confort ó calidad de vida a la sociedad, con la mayor calidad y al
menor costo. Se distribuye fundamentalmente en las siguientes zonas:
1) SISTEMA NACIONAL:
VII. Interconexión Litoral - NEA (Nor-Este Argentino): Esta línea une las Estaciones
Transformadoras de Santo Tomé (Santa Fé) y la de Resistencia (Chaco), Alimenta el
mercado del NEA, Litoral y Centro, con energía proveniente de Salto Grande y
recientemente se agregó la de Yaciretá.
VIII. Interconexión Centro - NOA (Nor oeste Argentino): Se compone de una línea
que vincula la Estación Transformadora de Rio III (Córdoba) con la de El Bracho
(Tucumán), con rebaje y seccionamiento en Malvinas Argentinas (Córdoba) y Recreo
(Catamarca). Mediante la Estación El Bracho se puede alimentar las provincias de
Jujuy, Salta, Tucumán y Santiago del Estero, mientras que con la de Recreo se
provee de energía a Catamarca y La Rioja. La energía que se transporta es la
producida en la Central Embalse y en las Centrales Hidráulicas involucradas en el
trayecto de la línea.
IX. Interconexión Centro-Cuyo: Esta línea une la Estación Transformadora de Rio III
y Central de Embalse Río Grande (Córdoba), con la de Gran Mendoza. Mediante
esta interconexión, se provee de energía de base al sistema Cuyo (Mendoza - San
Juan), desde la Central Atómica Embalse y de las Centrales Hidráulicas que
convergen al Centro.
X. Interconexión Centro - Litoral - Buenos Aires: Esta se realiza mediante una línea
que se extiende desde la E.T. Río III hasta Rosario Oeste y desde allí hasta General
Rodríguez (Buenos Aires). Básicamente transporta energía desde Embalse y desde
Salto Grande.
XI. Interconexión Sistema Salto Grande: Fundamentalmente, la energía de Salto
Grande se transporta a través de dos líneas: 1) Salto Grande - Santo Tomé (Santa
Fé) - Rosario Oeste (Santa Fé) - General Rodríguez (Buenos Aires) y 2) Salto
Grande - Colonia Elía - General Rodríguez (Buenos Aires). Mediante este sistema
anillado, se puede transportar toda la energía generada en Salto Grande hacia los

mercados del Litoral y Gran Buenos Aires, como así también a través de sus
interconexiones con Centro y el NEA.
XII. Interconexión Comahue - Zona Patagónica: Se encuentra en funcionamiento la
interconexión Chocón - Ezeiza (Buenos Aires), la cual tiene conexiones con el
sistema Regioanl de La Pampa en Puelches y con Buenos Aires en Hénderson. La
vinculación con la zona Patagónica, se establece con la interconexión Alicurá
-Abasto, la cual desde su Estación Choele - Choel se une con la E.T. San Antonio
Oeste y desde ésta con la de Puerto Madryn, desde donde se vincula al sistema
Regional Patagónico.
2) SISTEMAS REGIONALES:
Podemos decir que salvo excepciones, prácticamente la mayoría de las Provincias
cuentan con conexión al SIN, conformándose en cada una de ellas sistemas Regionales.
En cada uno de estos sistemas en general se realiza un sistema de Transmisión primaria
en 132 kV, desde el cual a través de las Subestaciones intermedias luego se desarrollan
sistemas de transmisión secundaria en 33 kV y terciaria en 13,2 kV.
Como se puede observar, no se mencionan los sistemas de 220 y 66 kV por no
resultar tensiones de uso comercial en la actualidad, aún así, por cuestiones de necesidad
se pueden llegar a utilizar en aquellos lugares donde existen y resulta necesario realizar
alguna ampliación.

II.- INTRODUCCION
Se pretende con la presente publicación, ilustrar a los alumnos sobre los
lineamientos generales a seguir, a los efectos del diseño y posterior montaje, de líneas de
transmisión y/o distribución de Energía Eléctrica, apelando a experiencias propias del
autor recogidas a expensas de trabajos específicos en la materia.
Para comenzar con el tema, haremos la siguiente distinción:
 Línea Aéreas :
Consisten en cables desnudos, suspendidos con cadenas aisladas ó fijados sobre
aisladores del tipo de perno rígido, ambos elementos se fijan a las ménsulas y/o
crucetas de los postes de hormigón, madera, metálicos, etc., con los cuales se
construyen las líneas.-
 Líneas Subterráneas:
Se utilizan cables aislados, en general con armadura metálica de protección, que se
entierran bajo el nivel del suelo. Se incluyen dentro de este tipo los cables
subacuáticos.
Para decidir sobre la conveniencia de adoptar uno u otro sistema, se tienen en
cuenta los siguientes factores:
a) Económico: La línea subterránea cuesta entre 5 y 8 veces más cara que la línea
aérea, dependiendo esto de la tensión de transmisión.
b) Estético: Existen casos especiales en los cuales resulta de mal gusto efectuar un
tendido de una línea aérea, por ejemplo en zonas densamente pobladas o de
recreación. En los últimos años se han realizado diseños para las líneas aéreas, que
atiendan este aspecto, como por ejemplo pintar los postes de colores adecuados al
medio donde se instalan, colocar aisladores de color celeste para que se confundan
con el color del cielo, etc.
c) Estratégicos: Aquellos lugares donde la energía resulta sumamente necesaria, para
obtener un grado de seguridad importante, resulta conveniente realizar la
alimentación en forma subterránea, pues las líneas aéreas son mucho más
vulnerables.
d) Contaminación: En los sitios próximos al mar ó zonas industriales con grados de
contaminación ambiental importante, puede ocurrir que se afecte la aislación, sea a
través del ambiente salino (en el primer caso) ó debido al depósito de hollín, óxidos
metálicos, cemento, etc., sobre los aisladores (en el segundo). Considerando esta
situación, en muchos casos hay que realizar un estudio muy fino sobre la conveniencia
de una alimentación subterránea.

1.- Normalización de tensiones de Transmisión:
En nuestro país, se adoptó como tensión óptima para el Sistema Nacional 500 kV.
Para lo que se denomina Red Troncal de Transmisión, cuyas distancias entre Estaciones
Transformadoras oscila entre 100 y 120 km, se utiliza 132 kV y para distancias entre 30 y
40 km se utiliza la tensión de 33 kv. Existen casos de transmisión radial en 13,2 kV, con
distancias hasta 25 km.
2.- Tensión óptima de una línea de Transmisión:
En general, se debe lograr una relación adecuada entre el valor de tensión elegida
con la potencia a transmitir y la longitud que tendrá la línea. Pues si la tensión es baja y la
potencia a transmitir es alta, tendremos muchas pérdidas y baja calidad de servicio,
mientras que si la tensión es demasiado alta, tendremos altos costos en equipamientos e
instalación, lo que atenta contra la viabilidad del proyecto.
La determinación de la tensión y cantidad de ternas para una interconexión en Alta
Tensión (AT) depende de varios factores:
a) Potencia de transmisión: Debemos previamente recordar que la "Potencia natural" es
una relación entre la tensión de servicio y la impedancia característica Pn= Un²/Zo. Las
líneas se identifican de la siguiente forma:
1. Línea Corta: Se entiende como una línea de entre 80 y 100 km. En estos casos se
puede transmitir hasta 1,5 veces la potencia natural.
2. Línea Media: Tiene entre 100 y 240 km y puede transmitir hasta 1,2 - 1,3 veces la
potencia natual.
3. Línea larga: Se entiende por las líneas que superan los 240 km y solo se admite que
transmitan hasta el valor de la potencia natural.
Se deben respetar estas recomendaciones, caso contrario se estaría poniendo en riesgo
la regulación de tensión del sistema. En caso de necesitar transmitir potencias mayores,
habrá que pensar en aumentar número de ternas ó número de conductores por fase, ó
eventualmente estudiar si no resulta necesario aumentar la tensión de servicio.
b) Efecto Corona: Se entiende que la potencia a transportar es directamente proporcional
al cuadrado de la tensión, por lo que se desprende que para aumentar la capacidad de
transporte de una línea, se debe aumentar la tensión de la línea a proyectar. Este
razonamiento tiene un límite impuesto por el fenómeno denominado "Efecto Corona", el
cual comienza a tener efecto cuando el gradiente de potencial sobre la superficie del
conductor supera los 15,8 kV/cm en condiciones climáticas normales.
Por tal razón, si este nivel se supera, tenemos dos soluciones prácticas: 1) aumentar la
sección del cable a utilizar, 2) aumentar el número de conductores por fase.

c) Pérdidas en la líneas: Se pueden dar por los siguientes fenómenos:
1. Pérdidas por EFECTO JOULE : Es directamente proporcional al cuadrado de la carga
transmitida y a la resistencia de los cables. Se encuentra afectada además en forma
directa por dos coeficientes, uno que tiene en cuenta la variación de la resistencia con
la temperatura y otro que considera el efecto pelicular (Skin), estos resultan de muy
escasa relevancia. En este caso, se puede definir el Factor de carga, que es el
cociente entre el tiempo real de utilización a plena potencia y el tiempo total en la
misma condición. De la misma forma, se dice que la pérdida joule se calcula para el
Tiempo equivalente (Te) que se define como el tiempo que trabajando la línea a plena
carga presenta el mismo valor de pérdidas joule que trabajando el tiempo total anual.
También podemos definir que las pérdidas joule resultan tanto mayores en una línea
cuanto mayor resulte el factor de potencia de transmisión.
2. Pérdidas por EFECTO CORONA : Dado que el aire no es un aislante perfecto y debido
a la elevada concentración de campo eléctrico alrededor de los cables, para valores
importantes de tensión (elevado gradiente de potencial), cuando dicho gradiente
supera cierto valor crítico se produce la ionización del aire con un débil resplandor que
rodea al cable, esto es lo que se denomina "EFECTO CORONA". Este efecto depende
del tamaño y del estado de la superficie de los cables, de la separación entre ellos y de
las condiciones atmosféricas (fundamentalmente la humedad ambiente y el grado de
contaminación ambiental por brisas marinas, polución industrial, etc.). Los métodos
más conocidos para calcular las pérdidas son: a) Método de Peek y b) Método de
Petersen. Ambos métodos coinciden en que son función de la relación entre la tensión
de servicio y la tensión crítica de la línea, considerando ambos las condiciones
superficiales del cable y la densidad del aire.
3. Pérdidas por dispersión sobre las Cadenas de Aisladores : Se producen por derivación
de corriente sobre las cadenas de aisladores que sostienen los cables en los postes de
suspensión y los amarran en las estructuras de retención. A los efectos de los cálculos,
se la considera distribuida a lo largo de la línea. En líneas de 132 kV, se estima una
pérdida aproximada de 10 W por cadena de aisladores.
3) Definición del cable a utilizar en una línea:
Resulta de fundamental importancia definir las características de la línea a construir,
grado de seguridad, caída de potencial, materiales constitutivos, etc. Para esto, se deben
considerar los aspectos citados en cuanto a las pérdidas presentes, además de la
potencia a transmitir con la calidad de servicio que se pretende obtener. De este análisis,
se llegará a una decisión de compromiso sobre la sección del cable de energía y el de
protección.
Antes, las empresas del estado definían esta situación con sus áreas de
Planeamiento, dejando poco margen para moverse desde el punto de vista del proyecto y
diseño de las líneas de Alta Tensión, Hoy los profesionales de la ingeniería eléctrica tienen
mayores posibilidades de ofrecer trabajos de proyecto y diseño de Líneas de AT y

Subestaciones de A y MT, que les permitirá demostrar su capacidad, dado que las
empresas transportistas solo pondrán como requisito imprescindible la seguridad, el
respeto por el Medio Ambiente y calidad del servicio, cuestiones que son controladas por
el ENRE, prevaleciendo así la consigna que debe tener todo profesional, construir la
obra más económica y de la mejor calidad que cumpla con todas las exigencias
requeridas por los organismos de control.

III.- GLOSARIO DE TERMINOS
Se dan a continuación las definiciones de términos utilizados a lo largo del
desarrollo del presente, a efectos de una mejor comprensión por parte del lector, dado
que muchos de ellos pertenecen a la jerga eléctrica y no figuran en el diccionario de
lengua castellana.
 MORSETERIA: Son todos los elementos que componen las cadenas de aisladores.
 MORSA: Es el elemento de la cadena que sujeta el cable.
 PENDULO: Es el elemento del cual se cuelga la cadena de aisladores.
 PERNO: Es el elemento sobre el cual se monta el aislador denominado de montaje
rígido.
 VANO: Es la distancia que existe entre los ejes de dos postes contiguos de una línea.
 MENEO: Movimiento experimentado por los cables debido a la acción del viento, sin
considerar los elementos aislantes que los sostienen.
 FLECHA: Es la distancia (considerada en el centro del vano) que existe entre una
cuerda rígida que une a dos postes contiguos (de igual altura y sobre terreno llano),
hasta la posición que toma el cable.
 TENDIDO: Se denomina así, a la acción del montaje de los cables de una línea aérea
y/o subterránea
 PAJARITO: Es el elemento que soporta a la morsa de suspensión del cable de
protección. El origen de su nombre se debe a que se encuentra en el extremo superior
del poste.
 TENSION: Tiene dos definiciones, una es referida a la tensión nominal de servicio de la
línea y la otra respecto a la carga mecánica a que se encuentran sometidos los cables,
comúnmente denominado “tiro

IV.- MATERIALES QUE CONSTITUYEN LAS LINEAS AEREAS:
En general en todo tipo de construcción, los materiales que se utilizan se ensayan
para comprobar que su calidad se compadece con la obra a ejecutar, de la misma forma
que se comprueba el cumplimiento de todas las exigencias inherente a ella. Para los
diferentes materiales, los datos característicos, se pueden obtener por la WEB, donde se
puede acceder a diferentes marcas, por ejemplo: Fábrica de Cables: IMSA: TE: 0220 –
4829646, INDELQUI: TE: 011 – 42807000, Fábrica de Jabalinas y accesorios para
puestas a tierra: FASTEN SA: TE: 011 - 43015986, 43028567/8573, CUPROTEC: TE:
011 – 44544696, Fábrica de Morsetería: BRONAL: TE: 011 - 47620067 Mail:
ventas@bronal.com, Peisa, Pfisterer, Fábrica de Postes de Hormigón: CEPRAL: TE:
02323 - 476114/2, Ruta 8 Km 77 - Parada Robles, PREAR: Ruta 9 en zona de San
Pedro, Mástil, Hormisón, Fábrica de Aisladores: FAPA: Monte Grande (idem prear),
Electrovidrio (Brasil), Pfisterer.
En este sentido y en particular en las obras eléctricas, se muestra a continuación
los coeficientes de seguridad para la construcción de algunos de sus componentes:
MATERIAL
FACTOR DE DI-MENSIONAMIENTO
Acero para construcción según DIN 17100
Acero mejorado DIN 17200
Fundición de acero DIN 1681
Fundición maleable DIN 1692
Fundición de hierro c/grafito esférico DIN 1693
Parte I
Aleación maleable de Aluminio DIN 1725
Parte I
Aleación de fundición y Aluminio DIN 1725
Parte 2
Aleación de fundición, cobre, estaño y cobre ,
estaño y cinc, DIN 1705
Aleación pobre de cobre – aleación maleable,
DIN 17666
Aleación de fundición, cobre y aluminio, DIN
1714, con ds ³ 12 %
3,3
4,0
3,3
4,5
4,0
3,3
3,3

1.- Cables de transporte de energía (desnudos):
En la actualidad, las líneas de transmisión se construyen con cables desnudos de
aleación de aluminio con alma de acero (Al/Ac). En líneas de distribución, por lo
general se utilizan cables de aleación de aluminio (Al/Al) y en mucho menor medida, por
una cuestión de costos, cables de cobre (Cu). Estos últimos, hoy día prácticamente se
han dejado de utilizar, excepto para casos muy específicos.
2.- Cables de transporte de energía aislados:
En zonas muy urbanizadas y para trayectos importantes con grandes cargas, se
utilizan comúnmente los cables tipo ‘OF” (Oil Filed). Estos son cables cuya refrigeración
interior se produce a través de la circulación de aceite por su interior, para esto se
utilizan equipos de bombeo de aceite y tanques de expansión entre sus tramos, en los
cuales sus capacidades de bombeo e intercambio de calor respectivamente depende de
las longitudes entre sus tramos, los cuales se distribuyen de acuerdo a las necesidades
del sistema. En este tipo de cables, en general el elemento conductor es el cobre, por una
cuestión de espacio del cable.
Existen otros tipos de cables que se pueden utilizar en transmisión y distribución
de energía y dependen de las exigencias, como ser los envainados en pvc, en algunos
casos con blindaje de acero (cable armado subterráneo). En estos cables ya se utiliza
comúnmente el aluminio, pero aún resultan de mucho uso los de Cu.
Se encuentran muy avanzadas las investigaciones sobre la transmisión de
energía mediante cables superconductores (criogénicos). Para tramos cortos se podrían
utilizar cables aislados en SF6 u otro tipo de gases.
3.- Cables de protección:
Estos cables en general son de acero galvanizado. Se fabrican con distintos
grados de resistencia en función de las necesidades, ya que se lo utilizan en las líneas no
solo como protección contra descargas atmosféricas, sino que también se emplea en el
caso de líneas de 500 kV con estructuras tipo “delta”, como riendas de anclaje.
En este último caso, el cable debe soportar mayores cargas, por lo cual debe
emplearse material de mayor resistencia. En otros países se están utilizando cables de
acero con vaina de aluminio (Alumoweld).
4.- Aisladores:
Los cables se suspenden en los postes a través de cadenas de aisladores o se los
fija a los aisladores de perno rígido. En el anexo se pueden observar todos los tipos de
aisladores más comúnmente utilizados en líneas de alta y media tensión con sus
características constructivas.

Los aisladores de suspensión, pueden ser de porcelana, porcelana con alto
contenido de alúmina y/o de vidrio templado. En la actualidad se están ensayando en
condiciones normales de uso, aisladores en barra con alma de fibra de vidrio con resina
epoxi (elemento que le da rigidez) y campana de goma siliconada que le confiere las
propiedades aislantes. Se han utilizado en el país aisladores de barra larga tipo pedestal,
el cual hace las veces de ménsula, con sistema de sujeción del cable en el extremo, lo
que permite conseguir menores valores en las distancias eléctricas, siendo adecuados
para ser utilizados en zonas urbanizadas y principalmente en postes tubulares de acero.
En la Pcia. de Bs. As. existen varios ejemplos, se han utilizado en líneas que explota la
empresa EDELAP en La Plata, la empresa TRANSBA en la Pcia. de Bs. As en líneas de
132 kV en Zárate, San Nicolás, etc., en EPEC Córdoba, DPE Santa Fé, en la
circunvalación de la ciudad de Rosario, etc.
En los casos de cadenas de aisladores de suspensión, la determinación del Nº de
aisladores, depende fundamentalmente del nivel de tensión que se va a aislar pero
también depende de otros factores como ser el grado y tipo de contaminación ambiental.
En el caso de los aisladores de porcelana, pueden fabricarse de diferentes colores, lo
importante es que la superficie debe ser, según se indica en la norma IRAM 2077, lisa y
sin porosidades, a efectos de evitar la adherencia de polvos y contaminantes. En estos
casos, podemos tener dos tipos: 1º) De Perno Rígido y 2º) De Suspensión. Los primeros
se utilizan en general para líneas de distribución ó subtransmisión en 13,2 kV, en algunos
casos pueden también utilizarse hasta en líneas de 33 kV. Los segundos, se utilizan desde
13,2 kV en las retenciones y/o suspensión (según su diseño), hasta los mayores niveles
de tensión, dependiendo de ello sólo la cantidad de aisladores que componen las
cadenas.
Los aisladores de vidrio, luego de su fabricación, requieren de un templado especial
a mayor temperatura, a efectos de limitar las tensiones internas del vidrio y dotarlos así de
una mayor resistencia a los golpes. Este tipo de aislador presenta dos grandes ventajas
respecto al de porcelana, una es que resulta fácil visualizar cuando falla, ya que el vidrio
revienta y por lo tanto se nota a simple vista la falta de la campana aislante, otra es que no
se cae el conductor, debido al incremento del volumen del vidrio que se encuentra entre el
badajo y la caperuza, cosa que sí puede suceder con el aislador de porcelana.
Otra característica importante, es que los aisladores de vidrio presentan mayor
resistencia a la tracción que los de porcelana.
4.1.- Definición de las cadenas de aisladores por las condiciones eléctricas:
4.1.1.- Por la tensión máxima de aislación: La norma IRAM 2077, indica el nivel de
aislamiento de cada unidad, pudiendo tener las siguientes:
a) Suspensión: Un + 1 b) Retención: Un + 2
15 15

4.1.2.- Según norma VDE 0111: Tenemos las siguientes consideraciones:
a) Por tensión de arco bajo lluvia: Para 132 kV es Ua = 2,2 x Un (kV) + 20 kV.
b) Por tensión Resistida bajo lluvia: Ur = 10 % mayor que Ua.
c) Tensión de arco en seco: Us = 30 % mayor que Ur.
Utilizando este método, generalmente se sobredimensiona la cadena, exponiendo las
instalaciones a soportar mayores valores de sobretensiones debido al mayor aislamiento,
por lo que en general en la práctica se adoptan las variantes indicadas en la tabla del
punto 4.1.4, que ya se están utilizando con resultados aceptables.
4.1.3.- Según tensión de impulso: Se simulan los efectos de una descarga
atmosférica. De acuerdo a los catálogos, para 132 kV el BIL básico de aislación de
impulso es de 550 kV y para esto resultan suficientes siete (7) aisladores. Si se colocan
elementos de control, hay que agregar uno ó dos aisladores a la cadena según se utilicen
uno o dos de ellos. Cabe aclarar que para el caso de las cadenas de retención, que están
colocadas prácticamente en posición horizontal, la línea de fuga se reduce por la lluvia ó la
humedad, por ello por seguridad se agrega siempre una unidad respecto a la suspensión,
de esta forma se incrementa el BIL, de modo que ante una descarga, el arco se produzca
en una cadena de suspensión y no en la de retención. Pues resulta mucho más sencillo el
reemplazo de aisladores en las cadenas de suspensión que en las de retención.
4.1.4.- Según la línea de fuga del aislador: Según se puede observar en el anexo
IV, la longitud de aislador se encuentra definida por su paso (146 mm). La longitud de la
cadena de aisladores se determinará mediante el N0 de aisladores que se utilicen
multiplicado por el paso, sumando las longitudes de los accesorios de morsetería. Se
obtiene el número de aisladores a utilizar según la línea de fuga del aislador, la cual surge
de la Norma IRAM 2077, afectándola por un coeficiente que tiene en cuenta el efecto de la
contaminación ambiental. Para determinar la cantidad de aisladores, se utiliza la siguiente
expresión:
donde:
U máx * = º
L N aisl
lf
Umáx: Tensión máxima de servicio [kV]
lf: Longitud de fuga del aislador [cm]
L: Cociente de reducción de la línea de fuga, depende de la zona (ver
cuadro) [cm/kV]
El valor de la tensión máxima, si bien en general se toma la de servicio más un 10
% por el regule de los transformadores, hay que tener en cuenta que en el caso de las
líneas de 132 kV, en realidad la cadena está aislando de tierra 76,6 Kv por lo que mas un
10 % sería 84 kV. No obstante esto, en caso de una falla en la situación más desfavorable,
tendríamos tensión de línea en una fase, por lo cual se produciría un arco a masa en caso

de persistencia de la falla, cosa que no es cierta debido a la actuación de las
protecciones. Con esto se quiere decir que las líneas se encuentran sobredimensionadas
en este sentido.
Z O N A COEFICIENTE “L”
(cm/kV)
FORESTAL
INDUSTRIAL Y CERCA DEL MAR
MUY CERCA DEL MAR
FABRICAS DE PRODUCTOS
QUIMICOS, CENTRALES
TERMICAS
1,2 - 2,0
2,2 - 2,5
2,6 - 3,2
3,2
En estas condiciones, para distintas tensiones podemos tener las siguientes
conformaciones:
TENSION NOMINAL
(kV)
Nº de AISLADORES
13,2
33
66
132
220
500
750
135
– 6
8 – 11
14 – 16
24 – 26
30 – 35
4.2.- Definición de la Cadena de aisladores por condiciones mecánicas:
4.2.1.- Suspensión: Se plantean dos hipótesis:
a) Norma l: . Pr > 3
Fr (p+V)1
Pr: Carga electromecánica especificada del aislador.
Fr (p+V)1: Carga resultante de pesos y viento sobre cable y aisladores.
b) Extraordinaria : . Pr > 2

Fr (p+V)2
Pr: Carga electromecánica especificada del aislador.
Fr (p+V)2: Carga resultante de pesos sobre cable y aisladores, sumado el 50 % del tiro
máximo del cable. No se considera el viento.
4.2.2.- Retención: . Pr > 3
Fr 1
Fr 1: Suma de la Carga resultante de pesos de la cadena de aisladores y el semivano del
cable, sumado el tiro máximo del cable. Si se utilizan cadenas dobles de retención, se
considera 2 Pr. Se puede decir que la resultante de los pesos resulta prácticamente
despreciable frente a los tiros máximos.
5.- Morsetería:
Están incluidos dentro de esta denominación, todos los elementos constitutivos de
las cadenas de aisladores, para sujetarlas de las ménsulas y/o crucetas así como también
para tomar a los cables. Hay gran variedad, según el tipo de cable utilizado y las distintas
secciones en juego, dependiendo de los distintos tipos de fabricantes.
Dentro de esta denominación se encuentran también los siguientes elementos:
5.1.- Manguitos de empalme:
Se utilizan para unir cables. Presentan la característica que una vez instalados, en
el punto de unión debe soportar la carga de rotura del cable, por lo que al realizar el
ensayo una vez ejecutado no se debe registrar un deslizamiento mayor de 1,0 mm, caso
contrario no es aceptable.
5.2.- Manguitos de reparación:
Cumplen la función de proteger el cable en aquellos lugares donde presente
signos de deterioros en la capa externa, a efectos de evitar el deshilachado.
En los casos 5.1 y 5.2, pueden ser de dos tipos:
a) Tipo tubo: Según el material del cable pueden ser de Aluminio (Al), Acero (St) ó
Cobre (Cu). En los casos de cables compuestos como ser el de Al/Ac se utilizan
dos tubos concéntricos, uno para el alma de acero de menor diámetro y otro del
adecuado al tamaño del cuerpo de aluminio. Para la compresión de los tubos sobre
los cables resulta necesario utilizar equipos adecuados.
b) Tipo preformado: Son varillas preformadas que sujetan ambos extremos de los
cables a unir y se comportan de igual manera que los tubos en cuanto al

deslizamiento. Se construyen del material del cable que se trate. Presentan la
ventaja de no necesitar herramientas especiales para el armado.
5.1.- Armaduras de Protección:
Se utilizan para proteger a los cables en la zona de sujeción de las morsas de
suspensión, cumpliendo además la protección contra la fatiga, debida a las vibraciones
eólicas. Existen dos tipos:
a) Armour Rods: Fueron las primeramente utilizadas, consistían en juegos de
varillas (el número dependía del diámetro del cable) de sección circular y del
material del cable en el cual se instala, resultando necesario una herramienta
especial para el armado en hélice en el lugar donde se encuentra la morsa de
suspensión. En los extremos en general resultaba necesario colocar un morseto
para evitar que se desarme.
b) Preform Rods: Son de tecnología más moderna y como su nombre lo indica, ya
se fabrican con un preformado en hélice, de manera que el armado se realiza en
forma manual sin necesidad de herramientas y queda perfectamente ajustado, de
manera que no se puede deslizar una vez colocado. Permite su re utilización en
caso de resultar necesario efectuar un re tendido de la línea.
6.- Postes:
Son los elementos encargados de mantener los cables en la posición deseada, en
función de la disposición de las ménsulas y/o cruceta, elegida en el diseño de la línea. Se
pueden fabricar de distintos materiales en función de las necesidades, según se puede
ver a continuación:
6.1.- Hormigón Armado:
Se fabrican centrifugados o vibrados, pudiendo ser pretensados. En la actualidad
casi todos los fabricantes utilizan la tecnología del pretensado, pues logran mayor resis-tencia
con igual cantidad de material y armadura. Esto se debe a que el hormigón tiene
una mejor respuesta trabajando a la compresión, por lo que trabajando comprimido por
efecto de las varillas que conforman su armadura que dejan de estar tensionadas luego
del fraguado, se logran mejores respuestas a la flexión, no apareciendo fisuras
importantes que puedan hacer peligrar el ataque de agentes externos a la armadura.
Su versatilidad hace que se puedan utilizar desde líneas urbanas para baja tensión hasta
en líneas de 220 kV con estructuras compuestas tipo aporticadas en las suspensiones y
retenciones.
Se pueden tener postes de los siguientes tipos:
 Troncocónicos: Son los de mayor uso, dado que su construcción normalizada hace
que se puedan conseguir con una carga de rotura en la cima desde 500 Kg hasta el
valor que las necesidades requieran. Su fabricación resulta sencilla mediante moldes
acoplables, con lo que se pueden obtener las distintas alturas con distintos diámetros

en la cima que permiten cubrir las distintas necesidades de carga. Son de sección
anular, y la conicidad también se encuentra normalizada en un crecimiento hacia la
base de 1,5 cm por metro de longitud. La tabla que aparece en el Anexo, indica la
carga en la cima con aumento a escalones de 100 Kg, pero en la realidad los fabrican
de a 50 kg de acuerdo al pedido. Junto a la orden de compra, se debe especificar con
que coeficiente de seguridad se desea, dado que la rotura del poste debe acontecer a
una carga superior a la nominal solicitada multiplicada por dicho coeficiente.
Corresponde hacer mención, que en general se diferencian los coeficientes de
seguridad para las hipótesis normal y de emergencia, siendo en general la de
emergencia de menor valor (por ejemplo 2,5 y 2 respectivamente según ESEBA). Es
importante destacar que el soporte se dimensiona para la Hipótesis normal y luego se
verifica que cumpla con el coeficiente de seguridad de la Extraordinaria.
Cn ³ . .C rot. C ex ³ . C rot .
Carga de cálculo Hn Carga de cálculo Hex
 Doble T: Este tipo de postes en general se utilizan en líneas de baja y media tensión
(hasta 13,2 kV). No se utilizan para tensiones mayores, dado que por sus
características no se pueden lograr resistencias en la cima de valores que permitan
ser utilizados con vanos mayores de 100 m con cables de secciones importantes. En
líneas de 13,2 kV pueden ser utilizados pero los vanos no deben superar los 100 m si
se utilizan cables de aleación de aluminio de mas de 50 mm2 . En su construcción
también se puede utilizar la tecnología del pretensado, resultando postes de mejor
calidad, como así también el vibrado o centrifugado a efectos de obtener una mejor
terminación superficial.
6.2.- Tubos de acero:
Su utilización resulta muy adecuada en zonas urbanizadas, dado que permite
soportar cargas mecánicas importantes con monopostes, ocupando espacios reducidos en
las veredas. Mejor aún resulta su utilidad si se los complementa con aisladores de barra
larga, lo que permite mejorar las distancias eléctricas hacia las edificaciones. El
fabricante requiere del comprador los datos sobre las cargas a las cuales va a estar
sometido el poste para los distintos estados e hipótesis consideradas, en función de esto
realiza el dimensionamiento de acuerdo al tipo de diseño por el utilizado.
6.3.- Postes de madera:
La utilización de este tipo de postes ha quedado reducido prácticamente a líneas
de baja tensión y de distribución rural. Esto se debe fundamentalmente, a que la ecuación
económica en el país, hace de que no pueda competir con el hormigón, dado que la
calidad de madera explotable en nuestro territorio no resulta importante como para
obtener postes de tiros en la cima que los haga competentes, ya que hay que utilizar
vanos de menor longitud, incrementándose el resto de los materiales, perdiendo de esta
manera el beneficio del menor costo en el poste de madera.

Los postes más utilizados son los siguientes:
a) Eucalipto: Son tratados con preservantes a efectos de que no resulten atacados por
agentes depredadores ni por las condiciones climáticas. Este tipo de postes requiere
un control especial tanto en la producción como en el posterior tratamiento, pues su
vida útil depende de ello. Si el poste no es correctamente secado, aparecen grietas
que facilitan el ataque de agentes extraños. De la misma manera si no es
correctamente tratado.
b) Palma: Se utilizaron hace tiempo, fundamentalmente en líneas de baja tensión. Hoy
ya prácticamente no se ven, ya que no hay producción en el país debido a que la
reposición es mucho más lenta.
6.4.- Perfiles de Acero:
Se utilizan fundamentalmente en líneas mayores de 500 kV, pudiendo ser del tipo
auto soportadas o arriendadas. Se pueden utilizar en algunos casos en líneas de 132 kV,
cuando el acceso al piquete resulta difícil para los postes de hormigón, ya que estos
permiten el armado “in situ”, facilitando así su transporte.
Su competitividad con el hormigón, depende fundamentalmente de las condiciones
de mercado del país, donde todo pasa por una ecuación económica. Este tipo de
construcción, permite obtener estructuras resistentes importantes, pudiéndose emplear
vanos de mayor longitud, que con hormigón resultarían postes de mucha envergadura.
Por esta situación siempre resulta interesante realizar estudios comparativos a efectos de
decidir la utilización de uno u otro.
7.- Fundaciones:
Se denomina así al macizo de hormigón simple ó armado, que se utiliza para dar
estabilidad a los postes de hormigón armado, perfiles de acero y/o tubos de acero. En los
suelos de muy baja resistencia, se pueden utilizar pilotes de hormigón, lo que resulta
equivalente a la continuidad del poste hacia el interior de la tierra hasta conseguir suelo de
mejor resistencia. En estructuras de perfiles de acero, en general poseen patas se-paradas,
por lo cual hay que verificar estabilidad en cada una de ellas. En el caso de
estructuras arriendadas, las riendas se sujetan a muertos de hormigón, los cuales deben
ser verificados al arrancamiento, situación opuesta a la de los postes, donde se verifican a
la compresión y a la inclinación.
En el punto correspondiente se verá la forma de verificación de las fundaciones
para postes de líneas tradicionales hasta 132 kv, en caso de tratarse de líneas de tensión
superior, como así también en terrenos pantanosos ó inestables, se sugiere consultar a
especialistas en mecánica de suelos.
8.- Puestas a tierra:

Consiste en el juego de elementos que permite drenar a tierra la energía liberada
por la descarga de un rayo sobre un cable de protección y/o cable de energía que
produce un arco de descarga a tierra por efecto de esta.
Está compuesto por un cable de conexión provisto de terminales en los extremos, el
cual une el poste tomando desde el bloquete dispuesto para tal fin en la armadura del
mismo, hasta la jabalina que se coloca hincada en el terreno junto a la fundación. En el
anexo se pueden ver las distintas variantes de conexiones de acuerdo a los tipos de
postes. En caso de estructuras metálicas, ella misma da la continuidad, conectándose las
patas a la jabalina. En los postes de hormigón, el cable de tierra generalmente pasa a
través de la fundación por medio de un caño de pvc dispuesto a tal fin. La jabalina
normalmente se instala a una profundidad de 0,50 m desde el nivel del terreno natural.
La puesta a tierra debe garantizar un valor máximo de resistencia de tierra, de
acuerdo a las especificaciones de la empresa de que se trate. En el anexo se pueden ver
las exigencias de ESEBA al respecto.

V.- TRAZAD0 DE LINEAS
El trazado de líneas aéreas de transporte de energía de 13,2 y 33 kV, debe
realizarse en lo posible, próximo a caminos a efectos de facilitar su mantenimiento,
tratando de no entrar en zonas pobladas, excepto en aquellos lugares donde resulta
imprescindible llegar hasta su centro de carga.
En los casos de tensiones iguales o superiores a 132 kV, no resulta
extremadamente necesario utilizar camino de apoyo para la construcción, dado que su
grado de seguridad resulta mucho mayor, con lo cual la probabilidad de fallas y/o
mantenimientos preventivos resulta mucho menor. Así mismo, en estos casos resultaría
muy costoso con una línea de estas características, seguir los trazados caprichosos de
los caminos rurales, ya que poseen gran cantidad de sinuosidades.
En general, el dimensionamiento de las líneas aéreas deberá responder a lo
prescrito en la Norma VDE 0210 (revisiones de las del 59, 62, 65, 69 y definitiva de
1985). En el Anexo VIII se presentan tablas de valores obtenidos de ella a efectos de
facilitar su utilización
1.- Tipos de postes:
En el desarrollo de la traza de una línea, se deberán colocar postes que deberán
cumplir diferentes funciones, de acuerdo a los distintos accidentes que ella deba sortear.
Algunas de las funciones pueden ser las siguientes:
1.1.- Suspensión:
Monoposte cuya única función es la de sostener los cables suspendidos y mantener
las distancias entre cada uno de ellos y los puntos conectados a tierra y de ellos entre si.
1.2.- Suspensión angular:
Su función es similar al anterior, sumándose la resultante de los tiros de los cables
en sentido de la bisectriz del ángulo. Los ángulos que se pueden admitir son pequeños y
dependen del tipo y sección del cable. En algunas empresas se admite hasta 4º mientras
que en otras se aceptan hasta l0º. En esto hay que tener muy en cuenta que un poste de
hormigón expuesto a una carga unilateral importante como lo es la resultante de los tiros,
produce con el tiempo una deformación que se denomina abananamiento, lo que genera
la aparición de grietas en el hormigón con sus consiguientes consecuencias.
1.3.- Retención:
La función principal es la de oficiar de divisor mecánico de la línea, a los efectos del
tendido de los cables. En general su ubicación coincide con los puntos singulares de la lí -
nea y cuando la distancia entre ellos resulta muy grande, se colocan retenciones

intermedias denominadas en alineación ó rectas (debido a que su ángulo es
aproximadamente cero).
El ángulo a partir del cual corresponde la colocación de una estructura de esta
naturaleza, depende de la empresa prestadora del servicio, en algunas se toma como
base los 5º.
Siempre las retenciones resultan como mínimo estructuras dobles, debido a que
están en juego todas las cargas, inclusive las de tendido, por lo cual se considera por una
cuestión de seguridad colocar dos postes en lugar de uno. En algunos casos como ser en
líneas de distribución y baja tensión puede colocarse un solo poste, utilizando el
complemento de riendas.
El concepto general que se debe tener en cuenta es que una retención recta es un
caso particular de las retenciones angulares y no a la inversa.
1.4.- Terminales de línea:
Como su nombre lo indica, es el poste que se instala al final de la línea y su
función es soportar en forma permanente el tiro de todos los cables y como complemento,
en caso de resultar necesario, la acometida a subestaciones con tiro reducido. El valor del
tiro reducido en los cables, depende de cada prestadora del servicio eléctrico puesto que
es una característica de proyecto. Algunas empresas adoptan 4 kg/mm2 para los cables
de energía mientras que es de 6 kg/’mm2 para el de protección.
1.5.- Postes especiales:
Se incluyen dentro de esta denominación todos aquellos postes (dobles o triples)
que no se los pueda encuadrar dentro de los anteriores. Dentro de estos podemos
mencionar los siguientes:
a) Postes no normalizados : Son aquellos que en general no tienen definida su situación
en las hipótesis establecidas en la Norma de referencia, por lo que se deberán
considerar las funciones que debe cumplir para luego plantear para su cálculo todas
las hipótesis que las contemplen.
b) Cruce de Ferrocarri l: Para este caso, vale la aclaración que las normas vigentes desde
el año 1972 para todos los cruces de líneas de transporte de energía hasta 132 kV,
establecen que el cruce debe realizarse con seguridad aumentada 100 % (el tiro de
los cables al 50 % y colocación de cadenas dobles de retención). Esta admite la
colocación de un solo cable por fase, cuando antiguamente la exigencia eran dos
como así también la colocación de la malla de protección a lo largo del cruce, lo que
fue anulado. No obstante, resulta conveniente realizar una evaluación económica
entre colocar dos cables ó calcular el poste de cruce con una carga de desequilibrio
mucho mayor, dado que de un lado tenemos la carga normal de la línea y del otro el 50
% de la máxima admisible. Esta norma también define que el cruce debe ser recto
hasta tensiones de 132 kv, pudiendo cruzarse con ángulos mayores con aprobación de

Ferrocarriles, adjuntando el cálculo de interferencias de la línea de energía con la
telegráfica utilizada para comunicaciones y seguridad de los ferrocarriles. Para
tensiones mayores se pueden cruzar con ángulo pero siempre hay que presentar el
estudio mencionado y en caso de resultar necesario hay que presentar la propuesta de
corrección de las anomalías por métodos que luego serán aceptados por las
autoridades correspondientes.
c) Cruce de ruta : En estos casos hay que diferenciar entre rutas nacionales y
provinciales. En el primer caso, siempre se debe utilizar retenciones a ambos lados y
deben ser rectos (perpendicular a la ruta). Hay excepciones, las cuales deberán
contar con aprobación de la Dirección Nacional de Vialidad. En el caso de rutas
provinciales, dependen de la repartición de cada provincia, pues en la de Bs. As., se
permite el cruce con postes de suspensión, guardando seguridad aumentada en la
zona de cruce, utilizando cadenas dobles de aisladores de suspensión.
2.- Disposición de los cables:
En el diseño de líneas aéreas, en función de las necesidades. Podemos tener las
variantes que se indican en la página siguiente, las que mencionaremos haciendo una
clasificación por nivel de tensión:
2.1.- Líneas de 13,2 kV:
Normalmente, en este nivel de tensión los cables se montan sobre aisladores del
tipo a perno rígido y en general, salvo casos especiales, no se utiliza cable de protección
contra descargas atmosféricas. Tenemos las siguientes posibilidades:
a) Coplanar vertical: Esta es como la indicada en H pero con aisladores de perno rígido y
sin cable de protección. Se utilizan en zonas urbanas y estas pueden también ser en
doble terna, simétricas respecto del eje del poste.
b) Coplanar horizonta l: Se pueden tener variantes como las indicadas en A y B. En el
caso A, el aislador del centro se intercala una vez a cada lado del poste, a efectos de
mantener la simetría de la línea en cuanto a los parámetros eléctricos. Su instalación
normalmente era utilizada en zonas rurales, aunque en muchos casos al entrar la línea
en zonas pobladas, si las zonas de veredas lo permitían en cuanto a la distancia de se-guridad
hacia las viviendas, continuaba con la misma disposición.
c) Triangular : Se tiene fundamentalmente la disposición C. La única ventaja que presenta
respecto a las otras, es que su cruceta es de menor longitud, por lo que la zona de
seguridad se reduce.

Antiguamente, resultaba común ejecutar las líneas con cables de Cu montadas
sobre aisladores de perno rígido, con valores de tensión de tendido elevados, produciendo
esto roturas frecuentes en ambos elementos debido a las vibraciones eólicas. Cuando se
pudo comprobar este fenómeno, basándose en la experiencia se fue revirtiendo esta
concepción, orientando el diseño a la utilización de cables de aleación de aluminio - acero,
con cadenas de aisladores de suspensión y con valores menores en la tensión de tendido,
contemplando la condición de vibración.
Las disposiciones más utilizadas son las D y E, ambas con y sin cable de protección,
dependiendo la distancia desde la subestación más cercana. En caso de resultar nece-saria
la instalación de una doble terna, se realiza con una terna a cada lado del poste,
simétricas a su eje, con ó sin cable de protección.
En general, las líneas con perno rígido más utilizadas eran con disposición A y C,
en muchos casos, para solucionar el problema de las roturas, aparecieron sistemas
ideados con perfiles de acero que se agregan el extremo del poste luego de quitar la
cruceta, lo que permite pasar al sistema de cadenas de aisladores.
En el Anexo se muestra el tipo francés. En estos casos resultaba necesario realizar
la verificación de las cargas actuantes en el soporte a efectos de determinar con que factor
de seguridad iban a continuar operando. Este sistema permitió aumentar el grado de
seguridad de la línea, requiriendo de menor mantenimiento. Presenta un inconveniente,
resulta vulnerable en casos de fuertes temporales y en los cortes de conductor, dado que
los perfiles ante esfuerzos desequilibrados se deforman.
También se muestra el sistema canadiense, que permite conseguir resultados
semejantes al tipo anterior.
En este nivel de tensión se pueden encontrar disposiciones desde la E hasta la I
en simple terna y en doble terna al igual que en los niveles de tensiónes menores, una
terna de cada lado, simétricas al eje del poste. En todos los casos se instalan cables de
protección.
Como dato ilustrativo, se puede decir que en E.E.U.U. se utilizan para la
construcción de líneas de este nivel de tensión, postes de madera, llegando hasta
tensiones de 345 kV empleando estructuras aporticadas.
Es oportuno aclarar que antiguamente se utilizaba la tensión de 66 kV, con
disposiciones similares a las indicadas. Esta tensión por razones económicas se dejó de
utilizar, dado que sus equipos resultan de costos similares a los de 132 kV con lo que
resulta conveniente emplear este nivel para la transmisión.

Se construyeron en general con sistemas aportícados, tanto en hormigón como con
estructuras metálicas, en el anexo se muestran algunos ejemplos. En la provincia de Bs.
As. la primera red de transmisión de importancia se ejecutó precisamente en este nivel de
tensión. En la actualidad la tendencia es la de utilizar 500 kV, por lo que las antiguas de
220 kV tienden a ser transformadas a 132 kV, por una cuestión económica similar a la
ocurrida con la tensión de 66 kV.
En general, estas líneas se construyen con estructuras metálicas con disposición
tipo delta arriendadas en las de suspensión y autosoportadas en las retenciones,
dependiendo en todos los casos del proyecto ejecutado en cada Empresa. Se pueden
observar en el Anexo, algunos ejemplos.

VI.- DETERMINACION DE LAS DIMENSIONES DE LOS POSTES
1.- Cálculo mecánico de los cables:
Para el caso de cables subterráneos, los esfuerzos a que pueden estar sometidos
en su montaje, son especificados por el fabricante y también recomienda su radio de
curvatura.
En los cables aéreos, el cálculo mecánico consiste en determinar las tensiones
mecánicas a las cuales estará sometido durante su vida útil, a efectos de verificar que
estas no excedan los valores recomendados en las Normas en cuanto a las máximas
admisibles para cada material. Esto se realiza a efectos de limitar las averías y
racionalizar los cálculos.
De esta forma, determinamos la flecha que tendrá el cable, con la cual se definirán
las distancias eléctricas para el dimensionamiento del cabezal del poste como así
también las alturas libres que deberá respetar.
1.1.- Cálculo mecánico de un cable suspendido entre dos puntos fijos a igual nivel:
Para analizar el comportamiento del cable, tomamos un elemento infinitesimal dl de
la cuerda formada por el cable y se lo reemplaza por las fuerzas para mantener el
equilibrio.

En la figura 2 se observa la descomposición de las fuerzas actuantes en los
sentidos de las coordenadas x e y. Al resultar un sistema en equilibrio, la sumatoria debe
ser nula (considerando los vectores + hacia la derecha y hacia arriba).
Sobre eje el x: å x = 0 = - H + (H + dH) Þ dH = 0
Por lo tanto H es constante a lo largo de la cuerda
Sobre el eje y: å y = 0 = - V + (V + dV) - G dl
dV = G dl 1
dl² = dx² + dy² dl = [ dx² + dy² ]½
Multiplicando por dx/dx y operando: dl = [ (dx²÷dx²) + (dy²÷dx²) ]½ dx
Si dy/dx = y’ dl = ( 1 + y’²)½ dx 2
Reemplazando 2 en 1: dV = G × ( 1 + y’²)½ 3
dx
La derivada en cualquier punto de la cuerda (respecto a x) corresponde a la
tangente en el punto que se está analizando:
Tg j = V/H = dy/dx = y’ Þ V = H ´ dy/dx
Derivando se tiene: dV = H ´ d²y 4
dx dx
Igualando 3 y 4, tenemos: ( 1 + y’²)½ = H ´ d²y
G dx
Denominando: H/G=h Þ ( 1 + y’²)½ = h ´ y”
Para operar la ecuación nos valemos de lo siguiente:
Y” = Z’ = dz y Y’ = Z = dy
dx dx
(1 + Z²)½ = h × dz Þ dx = dz

dx h (1+Z²)½
Integrando: x = arc Sen h Z + C
h
Para x=0 Þ C=0 x = arc Sen h Z + C Þ Z = Sen h (x/h)
h
dy = Sen h (x/h) Þ dy = Sen h (x/h) dx
dx
Integrando:
Y = h × Cos h (x/h) + C1 5
La expresión 5 es la denominada ECUACION DE LA CATENARIA, si a esta le
aplicamos las siguientes condiciones de contorno:
Si x = 0, de la expresión surge que C1 = O, si desarrollamos en serie tenemos:
Y= h ( 1 + x² + [ x² ]² + ..... )
h² × 2! [ h²]² × 4!
El tercer término elevado a la cuarta potencia, ya resulta doce (12) veces menor
que el segundo y si consideramos que h es mayor o igual que x, se concluye que los
valores a partir de él se pueden despreciar cometiendo un error que no supera al 0,5 % en
la determinación de la flecha, obteniendo la expresión 6 denominada ECUACION DE LA
PARABOLA:
Y = h + x² 6
2h
Recordando que: h= H y H = Po = po ´ S [ kg ´ mm² ]
G mm²
En lugar de utilizar po, correspondería pi, dado que a lo largo del vano resulta
variable aunque se demuestra que po @ pi @ p.
Si expresamos G en función de la sección: G = g ´ S [ kg ´ mm² ]
mm²
Tenemos lo siguiente: : h = H = Po = po ´ S = p/g [m]

G G g ´ S
No interesa extremar la precisión, pues las consideraciones en la generalidad de
los casos se cumplen, pero algunas veces no. Por ejemplo si se toma un viento de 120
km/h, a lo mejor se da una sola vez en la vida de la línea ó quizás nunca. Lo mismo
sucede si se considera la condición de manguito de hielo.
En la fig. 1 la flecha de la cuerda, resulta: f = y - h
Aplicando la ecuación de la parábola: y = h + x²
2h
La flecha máxima se producirá en ½ de a, siempre considerando que las cargas
son uniformes y el terreno horizontal:
Por esto: x = a/2 con lo que: Ymáx= h + (a/2)² = h + a²
2h 8h
Con esto, la flecha máxima será: fmáx = a²
8h
f máx = a² ´ g 7
8 p
Demostración de po @ pi @ p, con un error despreciable:
P = [ po² + (G/2)²]½
Si utilizamos la carga específica:

P = [ po² + (a ´ g)² ]½ @ (a² + b²)½
4
Desarrollando en serie y operando:
P = po + ( 1 ) ´ ( a ´ g)²
2 ´ po 4
P = po + fmáx ´ g
Si reemplazamos valores para distintos tipos de cables, podemos observar que
prácticamente p @ po, con un error despreciable, debido a que la carga específica
resulta un valor muy pequeño.
1.2.- Ecuación de cambio de estado:
En la ejecución de una línea, al realizar el tendido de los cables, estos no deben
nunca estar sometidos a una tensión mecánica superior a la admisible, como así tampoco
su flecha debe aumentar en demasía para altas temperaturas, de modo que se pueda
respetar la altura libre mínima. Todo esto se debe cumplir sin importar la condición
climática imperante en la zona donde se va a implantar la línea.
1.2.1.- Estados de carga:
A los efectos de los cálculos, se normalizan los estados climáticos que es factible
obtener en distintas zonas, conformándose lo que se denomina como ESTADOS DE
CARGA:
ESTADO CLIMATICO TEMPERATURA (ºC) VELOCIDAD DE
VIENTO (Km/h)
Los estados se definen comúnmente realizando estudios meteorológicos
prolongados obteniéndose comportamientos singulares, como por ejemplo el caso del
viento de velocidad máxima, se observa la cantidad de veces que se produce y se obtiene
con que valor de temperatura resulta más probable. Lo mismo sucede para el estado
donde no hay viento (ó brisas suaves, de no más de 4 a 8 Km/h) donde no resulta

importante la carga del viento, pero sí lo es en el tema de las vibraciones eólicas en los
cables, se determina también conque temperatura es más probable que suceda.
De esta manera se pueden definir tantos estados de carga como la exigencia ó
importancia de la obra lo requiera.
1.2.2.- Cargas específicas:
El cable, como se dijo, además de estar sometido a la carga del peso propio, lo esta
por el viento y en ciertas zonas donde las condiciones climáticas de la así lo imponen,
sobre la cobertura adicional de hielo que se produce sobre la capa del cable:
gc: Carga específica debida al peso propio
gi: “ “ “ “ “ del hielo
gv: “ “ “ a la velocidad del viento
Por lo tanto, el valor de la carga específica será:
g = [ gv² + (go + gh)²]½
Como se puede observar, variando el estado de carga, varía la carga específica a
la cual está sometido el cable.
1.2.3.- Longitud del cable:
En la definición del diferencial de longitud, teníamos:
dl = ( 1 + Y´ )½ dx 8
La ecuación de la parábola era:
y = h + x² dy = Y’ = x 9
2h dx h
dl = [ 1 + (x/h)²]½ dx @ dl = (a ² + b²)½ dx

Si se desarrolla en serie, tomando hasta el 2º término y luego reemplazamos h =
p/g:
dl = [ 1½ + 1 x² (g/p)²] dx
2
Posteriormente integramos a lo largo del vano, tendremos lo siguiente:
+a/2
ò dl = L = a + a³ × g² 10
- a/2 24 p²
Con esta expresión podemos probar que la longitud del cable es aproximadamente
igual al vano, dado que g « a y g « p. Para mas claridad, lo podemos ver en función de la
flecha del cable:
f = a² × g a³ × g² = 64 f 11
8 p 24 p² a
Reemplazando en la 10:
L = a + 8 × f² 12
3 a
En el caso de la compra del cable necesario para una obra, hay que tener en
cuenta los desperdicios en los cuellos muertos de las retenciones, accesos a
subestaciones, etc., por lo cual resulta conveniente incrementar la compra en un 5 %,
dependiendo esto de las longitudes de las bobinas en las que provee el cable el
fabricante.
1.2.4.- Relación entre los estados de carga:
Como ya se dijo, el cable tiene que cumplir las pautas previstas en todos los
Estados de Carga, para ello hay que relacionarlos entre si. Supongamos que partimos de
la base que existen solo dos estados:
ESTADO I : g1 y p1, por la expresión 10 se obtiene L1
ESTADO II: g2 y p2, idem L2
Si consideramos que t2 › t1, se sabe que los metales de una determinada longitud
L, sufren una dilatación longitudinal que resulta:
DL = a³ × [(g2/p2)² - (g1/p1)²] 13
24

Considerando la naturaleza del material con que está construido el cable, al
aumentar la temperatura, el alargamiento del cable responderá al coeficiente de dilatación
lineal del material que lo constituye (denominado a):
L2t = L1 × [ 1 + µ (t2 - t1) ]
DLt = L2t - L1 = L1 × µ (t2 - t1) 14
Si suponemos que en el estado II existe viento (en el I no), al pasar del estado I al
II, se producirá un estiramiento debido a la carga producida por el viento, el cual
responderá al coeficiente de elasticidad (denominado b) del material que se trate, donde b
= 1/E, donde E es el módulo de elasticidad ó de YOUNG:
L2e = L1 × [ 1 + b (p2 - p1) ]
DLe = L2e - L1 = L1 × b (p2 - p1) 15
Analizadas estas situaciones, al pasar del estado I al II, el cable se alarga por
suma de los dos efectos:
DL =DLt + DLe = L1 × µ (t2 - t1) + L1 × b (p2 - p1) 16
Igualando 16con 13 tenemos la relación de los dos estados:
a³ × [(g2/p2)² - (g1/p1)²] = L1 × µ (t2 - t1) + L1 × b (p2 - p1)
24
Como ya se demostró que L @ a cometiendo un error despreciable, tenemos:
a² × g2² - a² × g1² = µ (t2 - t1) + b (p2 - p1) 17
24 × p2² 24 × p1²
Como en la relación de dos estados, lo que realmente importa es la forma en que
se relacionan la tensión p2 respecto de la p1, operando la expresión 17 se obtiene la
siguiente:
p2³ - p2² [ p1 - µ (t2 - t1) - 1 × a² × g1² ] = a² × g2² 18
b b 24 × p1² 24 × b
La expresión es la denominada ECUACION DE ESTADO, y para que resulte más
práctico su manejo, se puede escribir de la siguiente manera:
[ p1 - µ (t2 - t1) + 1 × a² × g1² ] = A y a² × g2² = B
b b 24 × p1²² 24 × b

p2³ - p2² × A = B 18’
1.2.5.- Condiciones extremas que pueden ocurrir en una línea:
Trabajando con la Ecuación de Estado y considerando situaciones particulares de
la línea, podemos determinar qué tipo de cargas predominan para determinadas
condiciones específicas.
1.2.5.1.- Vanos Cortos:
En esta situación analizaremos la condición del vano “a” tendiendo a 0, por ello en
la Ecuación de Estado tenemos:
p2³ - p2² [ p1 - µ (t2 - t1) ] = 0
b
Dividiendo todos los miembros por p2² tenemos:
(p2 - p1) = - µ (t2 - t1) 19
b
Como se puede observar, no interviene la carga específica g, por lo cual no tiene
influencia la carga de viento. Esto quiere decir que la variación de la tensión mecánica
dependerá exclusivamente de la variación de la temperatura. Multiplicando la expresión 19
por (-1), podemos analizar que si resulta una t2 › t1, tendremos una variación de la
tensión p2 ‹ p1, por lo que el estado mas desfavorable para vanos cortos es el de menor
temperatura de los dos relacionados.
1.2.5.2.- Vanos largos:
Analizaremos para este caso la situación del vano “a” tendiendo a infinito, en la
Ecuación de Estado dividimos por a² y nos queda:
p2 ³ - p2² [ p1 - µ (t2 - t1) - 1 × a ² × g1² ] = a² × g2²
a² a² b b 24 × p1² a² × 24 × b
p2² × g1² = g2² Þ p2² = g2² 20
b × 24 × p1² 24 × b p1² g1²
Como se observa, la variación de la tensión mecánica no depende de la
temperatura, por lo que se puede definir que para vanos largos el estado más
desfavorable resulta ser el de mayor carga específica (máximo viento).

1.2.5.3.- Vano Crítico:
En el análisis de la relación de dos estados de carga para vanos cortos y largos,
aparecerá un vano en el cual influirán de la misma manera la variación de temperatura que
la variación de las cargas específicas, por lo que se compensan una con la otra. Ese vano
se denomina Vano Crítico “Acr”.
En la Ecuación de Estado, a1 = a2 = Acr y pl = p2 = p adm., por ello el vano critico
será:
Acr = padm [ 24 × µ (t2 - t1 )] 21
g2 - g1
Este análisis responde al caso en el cual la relación es entre estados de carga que
tienen la misma tensión mecánica admisible. Si tenemos en cuenta que en la realidad se
consideran estados con distintas exigencias, como por ejemplo el estado en el que se
tienen en cuenta las vibraciones eólicas, para el cual la norma VDE establece que se
debe utilizar el 50 % del valor máximo admisible para la tensión mecánica, entonces en la
relación de dos estados tenemos:
Acr = { a / b ´ (t1 - t2) + (p1adm - p2adm) }½ 22
{(1/24b)´[(g1²/p1adm²) - (g2²/p1adm²)]}½
1.2.5.4.- Estados Básicos:
Como ya se analizó, entre dos condiciones climáticas existe un vano crítico, a partir
del cual se produce en sentido creciente ó decreciente, una condición más desfavorable
que provoca la tensión mecánica máxima, ella se denomina “ESTADO BASICO”.
2.- Metodología para efectuar el cálculo mecánico de un cable:
En la actualidad, con la proliferación de las computadoras existen programas
utilitarios que permiten realizar el cálculo mecánico de cables de cualquier material y
sección comercial de modo muy práctico, introduciendo en él las condiciones de carga
mecánica y las hipótesis climáticas que se puedan presentar en la zona a ejecutar la línea
(no importa la cantidad).
Dichos programas, si son utilizados por personas que desconocen el tema,
comienzan el cálculo adoptando cualquier estado como básico. Obtenidos los resultados,
si alguno de los valores de tensión mecánica para los otros estados supera las admisibles
para cada uno de ellos, pues entonces se deberá adoptar el más desfavorable como
nuevo estado básico y se realizan nuevamente los cálculos. La computadora permite
realizar con gran velocidad y precisión la cantidad de cálculos que se requieran hasta

conseguir que en ninguno de los estados se supere la tensión máxima admisible
establecida para ellos.
Esta tarea se simplifica cuando el proyectista tiene experiencia dado que elegirá el
estado básico adecuado y a lo sumo realizará un segundo intento.
VANO CRITlCO COMPARACION ESTADO BASICO
Real
Para todo vano menor que el critico
Para todo vano mayor que el critico
El de menor g/p
El de mayor g/p
Imaginario Para todos los vanos El de mayor g/p
Infinito
(g1/p1 - g2/p2) = 0
A × E × (t1-t2) + (p1–p2) ‹ O
a × E × (t1-t2) + (p1–p2) › O
a × E × (t1-t2) + (p1–p2) = O
g1 = g2 , p1 = p2
El estado 1
El estado 2
Cualquiera de los dos
El de menor temp.
No obstante ello, se detalla a continuación el mecanismo seguido para determinar
el estado básico, dado que antiguamente no se tenían los adelantos técnicos que
permitieran una rápida conclusión en los cálculos, por lo que cuanto menos de ellos
hubiera que realizar tanto más efectivo resultaba el trabajo de proyecto
Si analizamos la expresión 22, se pueden obtener resultados reales, imaginarios é
infinitos, y de acuerdo a ellos podemos tener las siguientes combinaciones:
Para entender como se realizaba el manejo del vano crítico, analicemos el caso de
cuatro estados, I, II, III y IV, de los cuales hay que determinar a cual de ellos aplicarle la
máxima padm y luego emplear la ecuación de estado para definir el cuadro de flechas y
tensiones.
Si consideramos que el III es el estado de máxima temperatura, lo desechamos
porque jamás se producirá la p máxima, dado que a mayor temperatura se produce
dilatación y por lo tanto una menor exigencia mecánica.
Por lo dicho, se calculan los vanos críticos para las combinaciones I - II, I - IV y II -
IV. Supongamos que las tres comparaciones nos dan resultados reales, según se muestra
en la figura. Si el vano en estudio es el ad1, los básicos pueden ser 1 y IV, dado que en
las tres comparaciones, solo aparecen estos dos. Por ello se analiza la comparación
realizada entre ellos dos y se puede observar que el determinante resulta ser el I. Como
conclusión, al I hay que asignarle la máxima padm, sabiendo que al finalizar los cálculos
de flechas y tensiones, en ninguno de los estados se superará dicho valor. Supongamos

que en la misma línea hay otro tramo con vano distinto, como por ejemplo el ad2, con el
mismo procedimiento trazamos en el cuadro la recta representativa del valor de dicho
vano y vemos que los posibles estados básicos son el II y el 1, la comparación entre ellos
da el II, el cual será determinante.
2.1.- Procedimiento del Cálculo Mecánico partiendo del Estado Básico:
Utilizando las expresiones 18 y 18´, podemos realizar la determinación de flechas y
tensiones luego de definido el Estado Básico. Con la 18´, realizando iteraciones podemos
obtener el valor de la tensión mecánica para el resto de los estados. Posteriormente, con
la 7 obtenemos la flecha correspondiente a cada estado.
2.2.- Cálculo mecánico del cable de protección:
Antes de pensar en el cálculo mecánico del cable de protección, se debe entender
que su función es precisamente la de proteger a los de energía para que no caigan sobre
ellos descargas de origen atmosférico.
Existen varios métodos para la determinación de su ubicación en el poste,
partiendo de diferentes hipótesis con diferentes grados de protección de acuerdo al autor
de cada uno de ellos. En todos los casos se obtiene una distancia ( c ), comprendida
entre los planos que contienen al de protección y al de transporte de energía ubicado en
la posición superior, que no debe resultar inferior a la distancia eléctrica mínima (dc)
determinada según se indica en el punto 6.4.
Dicho esto, considerando la declinación de los cables por efecto del viento, a
efectos de asegurar la protección en el medio del vano, se adopta que el valor de la flecha
del cable de protección debe resultar menor ó igual a 0,9 de la obtenida para el de
transporte de energía, en todos los estados.
En función del material elegido para el cable de protección, se obtiene de sus
características técnicas y del uso de la tabla de la norma VDE, el valor de padm. El
procedimiento de cálculo es similar al realizado para el cable de transporte, una vez deter -
minadas las flechas, se deben comparar con las de este para verificar la condición
apuntada en el párrafo anterior. En caso de que en uno ó más estados se supere, se

tomará el estado más desfavorable de ellos y se adoptará el valor de la flecha cumpliendo
dicha condición. Con este valor de la flecha, mediante la expresión 7 obtenemos la
tensión mecánica padm para el nuevo estado tomado como básico.
Se realizan nuevamente los cálculos y se obtiene la tabla de flechas y tensiones
definitiva para el cable de protección, luego de verificar que en ninguno de los estados
deje de cumplirse la condición mencionada.
3.- Consideración de vanos de distinta altura de sujeción:
En la realidad, los casos en que los cables en dos postes contiguos se encuentran
al mismo nivel se dan casi exclusivamente en terrenos llanos ó con escasa pendiente. En
general, el primer paso antes de comenzar a pensar en el proyecto de una línea, lo
primero que se debe tener es lo que se denomina perfil del terreno en toda la longitud de
la línea. Con esto, podemos comprobar aquellos puntos donde los cables presentan
condiciones de distinta altura en la sujeción de los cables, debido a que en ese caso se
produce un desplazamiento en la ubicación del punto de flecha máxima.
En el dibujo, se puede observar el caso, complementado además con la
determinación de la altura mínima que debe respetar una línea que cruza además,
cualquier otro obstáculo como lo puede ser otra línea de transporte de energía y/o te-lefónica.
Se desarrollan a continuación todas las expresiones que permiten jugar con todas
las distancias a efectos de determinar si con el poste normal es suficiente para sortear los
obstáculos ó corresponde colocar otro de mayor altura. En estos casos se acostumbra
denominar los postes con el agregado de +1, +2, etc., en función de las necesidades. De
la misma manera que a veces corresponde colocar postes de mayor altura que los
normales calculados para condiciones estándar, en algunos casos puede suceder que
haya que considerar la colocación de postes de menor altura, denominándose -1, -2, etc.

CASO I: S1 ¹ S2
f´ = f (1 - D S )² f” = f´ + D S A = f¨ d1 = a (1 - D S )²
4f d1² 2 4f
d2 = a – d1
a) Sobre línea 1 : X1 = d1 - m1 , Y1 = A × x1² , f1 = f¨ - Y1
D1 = (S1 - f1) - (L1 ± D n1) D n1{(-) si n1 < N1 , (+) si n1 > N1
b) a) Sobre línea 2: : X2 = d2 - m2 , Y2 = A × x2² , f2 = f” - Y2
CASO II: S1 = S2
f´ = f = f” , d1 = d2 , A = f¨ = 4 f
d² a²
X1 = a - m1 , Y1 = A × x1² , f1 = f - Y
2
Los dos casos anteriormente mencionados, producen la aparición de dos nuevos
conceptos en los cálculos de los postes, tanto en la determinación de esfuerzos como en
las distancias eléctricas que son los de “eolovano” y “gravivano”. El primero tiene en
cuenta las cargas de viento sobre los cables, dado que serán distintas para postes
contiguos en casos de desigualdad en la altura de sujeción, por lo que corresponde
considerarlas si dicha desigualdad resulta de importancia, a efectos de verificar los
cumplimientos de todas las condiciones para el dimensionamiento del poste. El restante
considera que el peso del cable también es distinto por la misma circunstancia, debiendo
tenerse en cuenta en los casos donde pueda influir en la determinación de cualquiera de
las distancias del poste.
En caso de cruces de líneas de energía de menor ó igual tensión como así también
de líneas aéreas telefónicas ó telegráficas, las distancias que deberán cumplir los cables
inferiores respecto de la línea a cruzar deberá responder a lo indicado en el plano que se
muestra a continuación, donde:
a1 y a2: Vanos de las líneas que se cruzan en la zona de cruce (m).

f1 y f2: Flechas de las respectivas líneas para el estado de máxima temperatura y
sin viento (m).
d1 y d2: Distancias a los postes más cercanos.
Lc: Longitud de la cadena de aisladores de la línea que cruza por encima.
D: Distancia mínima que deberá existir entre los cables que se cruzan.
El Valor de la distancia D, se compone de un valor mínimo más otro variable que
depende de la tensión nominal de la línea que cruza por arriba:
D = b + t
Donde:
b: Distancia base mínima = 1 metro
t: Distancia complementarla de la tensión (m)
D: Valores mínimos: U ‹ 66 kV = 2,00 m
U ‹ 132 kV= 2,15 m
U ‹ 220 kV= 2,75 m

Determinación de b: Para utilizar en la expresión de D, se toma el mayor
valor de los calculados:
a) En función de los parámetros de la línea que cruza por arriba:
b = 1 + 2 d1 × [ (f1 + lc)½ - 1] (m)
a1 2
Nota: Si se cruza con retenciones, lc = 0.
b) En función de la línea que se cruza:
b = 1 + 2 d2 × [ (f2)½ - 1] (m)
a2 2
Determinación de t: Siempre se considera que U1 es la mayor tensión y
siempre se toma en kV.
a) Si tenemos que U1 > U2 t = 0,0075 x (U1 + 0,4 U2) (m)
b) Si tenemos que U1 = U2 t = 0,0075 x (1,25 U) (m)
4.- Altura libre de los cables:
En general, los cables deben guardar una altura mínima al nivel del suelo, del
camino, de las vías, etc., dependiendo esta de la zona y/o lugar por donde transcurre. La
norma VDE establece distancias mínimas de seguridad que se deben respetar, en función
de la tensión nominal de transmisión de la línea.
Algunas de las distancias mínimas que deben respetarse son las siguientes:
ZONA ALTURA (m)
Rural 6,5 (U ‹ 33kV)
7,0 (U › 33kV)
Suburbana 7,5
Urbana 9,0
Cruce de Ruta 7,5
Cruce de FC 11,75

5.- Definición de las tensiones máximas admisibles Para distintos estados
Climáticos:
A efectos de definir las tensiones para los distintos estados, nos basaremos en el
mapa de zonas climáticas, que oportunamente fuera normalizado para todo el país por la
entonces Empresa Nacional de Energía conocida como Agua y Energía Eléctrica (AyEE).
Dicho Mapa, con pequeñas variaciones, fue adoptado por todas las empresas provinciales
de energía, corrigiendo algunos valores en función de las condiciones climáticas
particulares propias de cada zona.
Teniendo en cuenta lo dicho, en nuestro caso adoptaremos la zona C, la cual
incluye a toda la Pcia. de Bs. As. La Empresa de Energía que opera en ella, presenta una
variante en la Hipótesis de máxima temperatura, donde adopta t = 50ºC en lugar de los
45º que figuran en el Mapa.
Concretamente, las Hipótesis son las siguientes:
T mín = - 10 ºC Vel. viento = O
T = 15 ºC Vel. viento = 130 Km/h
T = - 5 ºC Vel. viento = 50 Km/h
T máx = 50 ºC Vel. viento = O
T ma = 16 ºC Vel. viento = O
Vistas las características de las condiciones climáticas de la Pcia. de Bs. As,
corresponde hacer una reflexión, el territorio es suficientemente grande y con dos
cadenas de sierras que producen condiciones bien diferenciadas entre diversas zonas de
la Pcia., este resultaría un tema muy interesante para estudiar, a efectos de establecer
más concretamente las Hipótesis en función de la zona que recorrerá la línea, con lo que
se podría lograr una economía importante al resultar más finas las apreciaciones.
Observando el resto de las zonas, se puede concluir en que se trata de representar
los posibles estados climáticos preponderantes, como por ejemplo la zona D que cubre
toda la zona cordillerana, contempla la formación de manguito de hielo.
Definidos los estados climáticos, veremos que sucede con las tensiones admisibles.
Para esto nos basaremos en la Norma VDE 021/85 y lo dispuesto en el Pliego General de
la empresa de Energía de la Pcia. de Bs. As.
5.1.- Tensión máxima admisible:
Es la tensión máxima a la que puede estar sometido, en cualquier estado, el
material del cable a utilizar. En la Tabla 3 (VDE 0210/85) que se muestra a continuación,
se define el valor para distintos cables con sus correspondientes configuraciones de
armado. Se debe verificar también que no se supere la tensión máxima admisible para el
estado de temperatura media anual.

En los postes de suspensión, la tensión no debe superar el 50 % de dicho valor,
debiendo deslizar si ello sucede.
La VDE especifica condiciones de trabajo en las cuales se podría sobrepasar
dichos valores, pero no olvidemos que tales condiciones responden a zonas del país de
origen de la misma.
5.2.- Tensión de tracción prolongada:
En la Tabla citada, se definen valores de este tipo que solo se deberán tener en
cuenta para la zona D, donde se tienen condiciones climáticas de características similares
a las que existen en la región donde se dio origen a la VDE. Por ello, se debe considerar la
carga adicional incrementada (especificada en el punto 8.2.1.3 de VDE), en cuyo caso se
podrá exceder la tracción máxima admisible, pero no se puede superar el valor establecido
para la tensión de tracción prolongada.
5.3.- Tensión de tracción para la temperatura media anual:
El valor máximo de la tensión para este estado de carga, el cual en la Pcia. de Bs.
As., corresponde al estado de 16 0C de temperatura sin viento, tiene como fundamental
objetivo el de contemplar las condiciones de vibración de los cables debidas al viento, las
que se producen generalmente con velocidades pequeñas ó brisas (entre 3 y 10 Km/h).
En este caso la carga de viento se toma 0, ya que a los fines prácticos, dichas
velocidades no influyen en las cargas específicas sobre los accesorios de la línea.
El tema de las vibraciones de cables esta profundamente desarrollado en el apunte
correspondiente.
Los valores establecidos para este estado, pueden incrementarse hasta un 25 %,
dependiendo ello de la conformación de la protección del cable en el punto de sujeción
(Preform Rods, Armor Rods, etc.) y de la eficiencia de los dispositivos antivibrantes (Stock
bridge, festones, etc.).
Es importante aclarar, que los cables con reducido porcentaje de acero, los
formados por un solo material como ser Al ó aleación de Al, presentan una mayor
tendencia a vibrar, dado que resultan mas livianos y presentan menor rigidez y por ello
menor inercia al movimiento oscilatorio. Ocurre lo mismo en el caso de cables de Al/Ac en
diámetros mayores de 25 mm y con vanos importantes (más de 500 m).
En general esto no es Norma, pues las condiciones para vibrar dependen de
muchos factores, por lo cual resulta conveniente determinarlas mediante mediciones
adecuadas, antes de tomar las medidas precautorias correspondientes.

Material
Del con-
Ductor
Relac.
De
Secc.
Nº de
Alam-bres
Peso
Unitario
N
mxmm²
Coef.de
alargamie
n-to
0.000001
K
Mod. de
elastici-dad
Real
KN
mm²
Tension
Máx
Adm
N /mm²
Tension
med.
Adm.
N /mm²
Tension
prolonga
da Adm.
N /mm²
Aluminio
– Acero
(Al/Ac)
O
Aleación
de Alum.
– Acero
(AlAl/Ac)
6,0
6 / 1
26 / 7
0,035
19,2
18,9
81
77
120
56 208
Aluminio
(Al)
Aleación
de Alu-minio
(Al Al)
7
19
37
7
19
37
0,0275 23,0
60
57
57
60
57
57
70
140
30
44
120
240
Cobre
(Cu)
7
19
37
61
0,0906 17,0
113
105
105
100
175 85 300
Acero
(Ac)
7
19
0,0792 11,0
180
175
I 160
II 280
III 450
IV 550
120
130
150
320
560
900
1100
5.4.- Resumen de Tensiones:
Como conclusión de lo expuesto, para los estados climáticos definidos, podemos
determinar para los cables normalizados más utilizados (Al/Ac con relación 6 y de Al/Al),
las tensiones máximas admisibles:
5.4.1.- Zona Rural:
Se adoptan los valores de acuerdo a las tensiones máximas admisibles:

5.4.1.1.- Aluminio – Acero (Al/Ac):
En nuestro país, está normalizado el uso de cables con relación 6 entre alambres
de aluminio y de acero:
A) Estados I a IV: 12 (VDE) - 11 (TRANSBA) [kg/mm²]
B) Estado V: 5,6 (VDE) - 6 (TRANSBA) [kg/mm²]
Para el estado V, ESEBA adopta un valor mayor, dado que en todas las líneas con
cables de Al/Ac utiliza Preform Rods en las morsas de suspensión.
5.4.1.2.- Aleación de Aluminio (Al/Al): (No es Aldrey)
En general se utiliza la formación de 7 alambres:
A) Estados I a IV: entre 7 y 14 (VDE) - 10 (TRANSBA) [kg/mm²]
B) Estado V: entre 3 y 4,4 (VDE) - 4,6 (TRANSBA) [kg/mm²]
5.4.2.- Zona Urbana:
Por razones de seguridad, se adopta que las tensiones máximas se reducen en su
valor al 75 %, mientras que se mantiene el valor de la tensión media anual. Por esto, en la
Pcia de Bs. As. tenemos:
A) Estados I a IV (Al/Ac): 8,25 (TRANSBA) [kg/mm²]
A) Estados I a IV (Al/Al): 7,50 (TRANSBA) [kg/mm²]
5.4.3.- Zona de cruce de ruta:
En este caso, hay que diferenciar el cruce de rutas nacionales de las provinciales.
Para el primer caso, siempre la tensión mecánica admisible es coincidente con la urbana,
dado que se basa en el mismo criterio de seguridad. En el segundo, depende de cada
organismo provincial de Vialidad, en la Pcia. de Bs. As., en tensiones de 33 y 132 kV, se
permite el cruce de las rutas con postes de suspensión, por ello la tensión mecánica
resulta coincidente con la del resto de la línea.
5.4.4.- Zona de cruce de ferrocarril:
Deberá contemplarse seguridad aumentada en un 100 %, por ello se establece en
nuestro país mediante el Decreto 7594/72, que en todos los estados se adopte el 50 % de
la tensión máxima admisible todas las líneas de tensiones iguales ó menores de 132 kV:
Estados I al V: 5,5 {kg/mm2}

6.- Cálculo mecánico de cables con computadora:
6.1..- Cables de energía:
Existen varios software para el cálculo mecánico de los cables, en particular nosotros
utilizaremos uno que fue desarrollado en los años 86/87 por las empresas de energía
provinciales, llamado CAMELIA (Cálculo mecánico de líneas aéreas). Como en aquella
época, aun existía la empresa Agua y Energía Eléctrica -AyEE- (de presencia en todo el
país) y en muchas de las zonas definidas en la Argentina tenía diferencias con los valores
de los Estados Climáticos adoptados por las empresas provinciales.
Por lo expuesto, en el desarrollo del CAMELIA se proponen las opciones de utilizar los
datos propuestos por AyEE y las diferentes empresas provinciales referentes de aquella
época.
Dicho esto, comenzaremos el procedimiento:
1. Entrar en la empresa elegida. Apretar Enter.
2. Cálculo de Tiro y Flecha. Apretar Enter.
3. Tipo de cable. Elegir Aluminio – Acero. Apretar Enter.
4. Elegir el cable a utilizar. Apretar Enter.
5. Zona s/hielo ó c/hielo. Normalmente utilizamos s/hielo. Apretar Enter.
6. Cuadro de estados climáticos. Apretar Enter.
7. Si hace falta corregir alguno, se hace. Apretar Enter.
8. Vano elegido. Apretar Enter.
9. Elegir estado básico. Apretar Enter.
10.Elegir entre Tiro y Flecha, TIRO. Apretar Enter.
11.Según el estado elegido se coloca el valor a utilizar. Apretar Enter.
12.Aparece una planilla resumen de los datos. Se presiona F8 y se obtiene el resultado.
13.Verificar que ningún estado supere el valor admisible. Si alguno lo supera, ó más de
uno, se toma el de mayor diferencia como básico y se realiza nuevamente la
operación.
14.Finalmente se obtiene una tabla resumen de tensiones y flechas en todos los
estados.
6.2..- Cables de protección:
1. Con la tabla resumen del punto 14, hay que calcular para todos los estados el valor
de la flecha total multiplicado por 0,9, obteniendo un nuevo valor de flecha para
cada estado.
2. Entrar en la empresa elegida. Apretar Enter.
3. Cálculo de Tiro y Flecha. Apretar Enter.
4. Tipo de cable. Elegir Acero. Apretar Enter.
5. Elegir el cable a utilizar. Apretar Enter.
6. Zona s/hielo ó c/hielo. Normalmente utilizamos s/hielo. Apretar Enter.
7. Cuadro de estados climáticos. Apretar Enter.
8. Si hace falta corregir alguno, se hace. Apretar Enter.

9. Vano elegido. Apretar Enter.
10.Elegir estado básico. Apretar Enter.
11.Elegir entre Tiro y Flecha, FLECHA. Apretar Enter.
12.Según el estado elegido se coloca el valor calculado en 1. Apretar Enter.
13.Automáticamente el programa calcula el valor de tensión mecánica. Apretar Enter.
14.Aparece una planilla resumen de los datos. Se presiona F8 y se obtiene el
resultado.
15.Verificar que ningún estado supere el valor calculado de las flechas según el punto
1. Si alguno lo supera, ó más de uno, se toma el de mayor diferencia como básico y
se realiza nuevamente la operación.
16.Finalmente se obtiene una tabla resumen de tensiones y flechas en todos los
estados.
7.- Definición de las distancias eléctricas en un poste:
7.1.- Cargas específicas por peso propio:
7.1.1.- Cable:
La carga específica se determina según:
gc = G (peso unitario) [kg/m] = [kg/m×mm²]
S (Sección real) [mm²]
Ambas unidades son datos proporcionados por el fabricante, pudiéndose obtener
de la web de las diferentes marcas.
En zonas de baja temperatura (como puede ser la D), se admite la formación en el
cable, de un manguito de hielo de un espesor de 10 mm que lo rodea en todo su
perímetro. En estos casos, se debe calcular el volumen de la corona de hielo y luego con
la densidad volumétrica del hielo (0,95 kg/dm³), se puede determinar la carga adicional.
Sh = p ´ (dc + 2 e) ² [mm²]
4
Gh = Sh ´ d h [kg/m] 23
10³

Entonces, la carga específica en el cable debida al hielo será:
gh = Gh ( Sc = Sección real del cable) [kg/m×mm²]
Sc
7.1.2.- Aislador:
Es dato del fabricante y en los cálculos, directamente se toma la carga real del
aislador ó de la cadena.
7.1.3.- Poste:
En caso de ser de hormigón armado, se encuentran normalizados y la tabla de
pesos correspondiente se pueden encontrar en el sitio web de diferentes fábricas.
7.1.4.- Ménsulas, crucetas y vínculos:
Se determina el volumen de la pieza y luego mediante su densidad ( =2200 kg/m³),
obtenemos su peso.
En el caso de las ménsulas, el punto de aplicación de la carga, de acuerdo a su
forma constructiva, corresponde aproximadamente a 1/3 de su longitud. Se entiende por
longitud de la ménsula a la correspondiente entre el eje del poste y del péndulo.
7.2.- Cargas específicas debidas al viento:
La presión ejercida por el viento sobre una superficie plana, surge del Teorema de
Bernoullí:
pv = V² ´ daire = V² [ kg/m²]
2g 16
Donde:
daire = 1,29 kg/dm³
g = 9,81 m/seg²
V = Vel. del viento [m/seg]
Por esto, la carga de viento sobre cualquier superficie, responde a la siguiente
expresión:
F = C × k × (V²/16) × S 24
Dónde:
C: Coeficiente de presión dinámica, depende de la superficie del elemento
(ver Tabla 6 VDE, se muestra a continuación).

K: Factor que contempla la desigualdad de la velocidad del viento a lo largo
del vano. Algunas empresas consideran distinto valor según la velocidad del
viento:
Corresponde aclarar, que la Norma VDE 0210/85, para la presión del viento
contempla un cuadro con una gama de valores de la presión del viento, que depende de la
altura de la instalación respecto del terreno, y se muestra luego de la tabla de coeficientes
aerodinámicos. Normalmente no se tiene en cuenta esto en los cálculos corrientes. Es
para considerarlo en instalaciones de tensiones superiores a 500 kV.
TABLA DE FACTOR K PARA LA CARGA DE VIENTO
Sobre Cables
V ‹ 110 Km/h 0,85
V › 110 Km/h 0,75
Sobre postes y aisladores 1,00
7.2.1.- Carga sobre cables:
En un cable, la superficie es:
S = a × dc
Donde:
a: Longitud del vano [m]
dc: diámetro del cable [m]
Por esto, la carga resultará:
F = C × k × (V²/16) × a × dc [kg]
En consecuencia, la carga específica será:
gv = F = C × k × (V²/16) × a × dc [kg/mm²] 25
Sc Sc
Donde:
Sc: Sección nominal del cable .
En caso de existir manguito de hielo (Zona D), se debe contemplar sumado al
diámetro del cable, el valor 2 × e (donde e es el espesor del manguito).

TABLA DE COEFICIENTES AERODINAMICOS (C) (VDE – 0210 / 85)
Caras planas de reticulados formados por perfiles
Postes reticulados cuadrados y rectangulares formados por perfiles
Caras planas de reticulados formados por tubos
Postes reticulados cuadrados y rectangulares formados por tubos
Postes de tubos de acero, de Hormigón Armado y de madera, de
sección circular
sección cuadrada y rectangular
sección hexagonal y octogonal
Postes dobles y tipo “A” de tubos de acero, de Hormigón Armado y
de madera, de sección circular:
a) En el plano del poste:
Parte del poste expuesta al viento
Parte del poste a resguardo del otro respecto del viento
Para a < 2 dm
Para 2 dm £ a £ 6 dm
Para a > 6 dm
b) Perpendicular al plano del poste
Para a < 2 dm
Conductores hasta diámetro 12,5 mm
Conductores de diámetro entre 12,5 mm y 15,8 mm
Conductores de diámetro mayor de 15,8 mm
Conductores de sección no circular
Dispositivos de radar y balizas de señalización aérea con diámetros
de 300 mm a 1000 mm
a: Distancia de separación entre los postes
dm: Diámetro del poste a la altura del terreno natural
1,6
2,8
1,2
2,1
0,7
1,4
1,0
0,7
0
0,35
0,70
0,80
1,2
1,1
1,0
1,3
0,4

7.2.2.- Carga sobre aisladores:
Debido a que los aisladores presentan una superficie muy irregular, se adopta con
la forma de un triángulo de base igual a su diámetro y la altura igual al paso (estos datos
surgen del catalogo del fabricante). En los aisladores comunes para líneas aéreas
tradicionales y para velocidad del viento de 130 Km/h, la fuerza del viento sobre cada
unidad representa una carga equivalente de aproximadamente 1,4 kg, tomando C y k
iguales a 1.
7.2.2.1.- Longitud de la cadena de aisladores:
lc = nº aisl x paso + lab + lac + lms + 0,05
Donde:
lab: longitud del anillo badajo (une aislador superior al péndulo)
lac: longitud del anillo caperuza (une aislador inferior a la morza)
lms: longitud de la morza de suspensión
0,05:(aprox. desde centro del cable a punto extremo con tensión de la morza)
7.2.3.- Carga sobre postes:
Para determinar la carga del viento sobre los postes, corresponde utilizar los
coeficientes según el tipo de que se trate, debiéndose utilizar la superficie equivalente. En
el caso de los Troncocónicos de hormigón ó sus equivalentes en tubos de acero (deca ó
dodecagonales), la expresión que nos da la carga del viento aplicada en el punto del
centro de gravedad es la siguiente:
TABLA DE PRESION DINAMICA EN FUNCION DE LA ALTURA
Altura de la línea
aérea sobre el
terreno
( m )
Altura del
elemento
constructivo sobre
el terreno ( m )
Presión dinámica (q) en ( kN / m²)
Estructuras,trave-saños,
aisladores Conductores

Hasta 20 metros
De 0 a 200 metros
Hasta 15 m
De 15 a 20 m
De 0 a 40 m
De 40 a 100 m
De 100 a 150 m
De 150 a 200 m
0,55
0,70
0,70
0,90
1,15
1,25
0,44
0,53
0,53
0,68
0,86
0,95
Fvp = C × k × (V²/16) × (1/6) × hp × (2 do + db) [kg] 26
Donde:
hp: Altura libre del poste [m]
do: Diámetro en la cima del poste [m]
db: Diámetro en la base del poste [m]
En el caso de estructuras dobles o triples, según se considere el ángulo de ataque
del viento, la carga se determinará utilizando para ello, el valor que corresponda del
coeficiente aerodinámico según se indica en la tabla.
7.2.3.- Carga sobre Ménsulas y vínculos:
Aplicando la expresión consiste solamente en determinar la superficie que se
encontrará expuesta el viento. En el sitio de los fabricantes se muestran esquemas de
estos elementos a los efectos de la determinación de la superficie. En líneas generales, el
formato se muestra a continuación:

7.3.- Angulo de meneo ó declinación del cable:
Tg j = Fvc Þ j = arc Tg Fvc [kg/m]
Gc Gc [kg/m]
7.4.- Distancia entre cables en el medio del vano:
Cualquiera sea la disposición de los cables en el poste, la distancia mínima que
deben guardar entre ellos en el medio del vano, por ser allí, el lugar donde más
acercamiento pueden tener, se determina mediante la siguiente expresión:
dc = k ´ (fmáx + lc)½ + Un [m] 27
150
Donde:
fmáx: Flecha máxima del cable [m]
lc: Longitud de la cadena de aisladores (tomada desde la sujeción en
el péndulo hasta el eje del cable en la morsa de suspensión) [m]

Un: Tensión nominaI [kV]
K: Coeficiente qué depende de la disposición de los cables y del ángulo
de inclinación de ellos con el viento ó meneo (Tabla 17 VDE ).
Angulo de
inclinación
del cable
Ø (grados)
Angulo entre los
el poste
cables en Ejemplos
Sección en
de cables
(mm²)
0º a 30º 30º a 80º 80º a 90º (Al / Ac) ( Al Al) (Cu)
³ 65,1 0,95 0,75 0,70 35/6, 50/8,
75/12
35, 50, 70,
95, 120 y
150
55,1 a 65,0 0,85 0,70 0,65 95/15,120/
20, 150/25
> 150
< 400
25, 35
40,1 a 55,0 0,75 0,65 0,62 > 150 / 25
< 300 / 50
> 400
< 1000
50, 70 y
95
£ 40,0 0,70 0,62 0,60 De mayor
Sección
1000 > 120
Para ilustrar los casos de los ángulos de ubicación de los cables, tenemos las
siguientes figuras, donde el cable 1 indica una de las fases y el 2 la ubicación de uno de
los otros cables respecto del 1, para dar un ejemplo, el caso de coplanar vertical el ángulo
es 0, mientras que en coplanar horizontal es 90º, luego tenemos todos los casos
intermedios:
Angulos de 80º a 90º Angulos de 30º a 80º Angulos de 0º a 30º
7.5.- Distancia mínima de partes con tensión a tierra:
La distancia mínima a tierra del cable en reposo más comprometido, debe resultar
mayor ó igual a:
dt = 0,1 + Un [m] 28
150

En la Norma VDE 0210/85, al término Un/150 se lo denomina SAM [m], tabulado
para tensiones típicas del país de origen (Tabla 16 - pág. 72).
El valor de Un se toma en kv. En los casos de disposición coplanar vertical el cable
debe cumplir como mínimo con esta distancia, tomada desde el extremo de la morsa de
suspensión hasta las puntas del péndulo de la ménsula inmediata inferior.
Calculado dt con la expresión 28, se puede determinar la separación entre
ménsulas de la siguiente manera:
dm = lp + lc + dt 29
Donde:
dt: Distancia mínima del cable a masa para la cadena en reposo.
Por cuestiones relacionadas al equipamiento que se utiliza para mantenimiento con
tensión en las líneas de 132 kV, dt se toma igual a 1,26 m.
Se comparan dm con dc y se adopta el mayor valor de ambos para la separación
entre las ménsulas, con lo que se garantiza el cumplimiento de la separación de los cables
en el medio del vano.
7.6.- Determinación de la longitud de la ménsula (lm):
7.6.1.- Inclinación del conjunto cable – cadena por acción del viento:
Se considera la acción del viento máximo que se puede esperar en la zona
considerada, aplicada sobre cable y cadena de aisladores. La cadena presenta un

Apunte de transmision_def_2

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Destacado

Destacado (6)

Similar a Apunte de transmision_def_2

Similar a Apunte de transmision_def_2 (20)

Más de William Ronald Campean Calderon

Más de William Ronald Campean Calderon (20)

Último

Último (10)

Apunte de transmision_def_2