Procedimientos técnicos para el tendido y tensado de conductores de líneas de transmisión

ANEXO 25
PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS PARA EL
TENDIDO Y TENSADO DE CONDUCTORES
PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Instituto Costarricense de Electricidad
Procedimientos Técnicos
para el Tendido y Tensado
de Líneas de Transmisión de
Alto Voltaje
Documento Base para la Capacitación de Ingenieros
en Construcción de Líneas de Transmisión
Carlos Solano Soto
Setiembre 2009

Tabla de Contenido
iii
Tabla de Contenido
INTRODUCCIÓN................................................................................................................................................................ 6
CAPITULO I .................................................................................................................................................................. 8
FUNDAMENTOS DEL CÁLCULO MECÁNICO DE CABLES ..................................................................................................... 8
1.1. DEFINICIÓN DE CABLE......................................................................................................................................... 8
1.2. CARACTERÍSTICAS DE LOS CABLES ...................................................................................................................... 8
1.3. EFECTO DE LA TEMPERATURA ...........................................................................................................................10
1.4. FENÓMENO DE FLUENCIA LENTA (CREEP)..........................................................................................................10
1.5. CARGAS SOBRE CONDUCTORES.........................................................................................................................14
1.5.1. TRAMO DE PESO ...................................................................................................................................................... 14
1.5.2. CONDICIÓN DE LEVANTAMIENTO (“UP-LIFT”)............................................................................................................... 15
1.5.3. TRAMO DE VIENTO ................................................................................................................................................... 16
1.6. VANO REGULADOR Y ECUACIÓN DE CAMBIO DE ESTADO .................................................................................18
1.7. DEFINICIÓN DE CATENARIA ...............................................................................................................................19
1.8. CARACTERÍSTICAS Y ECUACIONES DE LA CATENARIA.........................................................................................20
1.9. APLICACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA CATENARIA ...................................................................................22
1.10. FÓRMULAS PARA EL CÁLCULO MECÁNICO DE VANOS .......................................................................................23
1.10.1. VANOS A NIVEL ............................................................................................................................................... 23
1.10.2. VANOS A DESNIVEL......................................................................................................................................... 24
CAPITULO II................................................................................................................................................................27
PROCEDIMIENTO DE TENDIDO DE CABLES.......................................................................................................................27
2.1 GENERALIDADES SOBRE LOS MÉTODOS DE TENDIDO DE CABLES...........................................................................27
2.2 CONSIDERACIONES GENERALES .............................................................................................................................29
2.3 CONECTORES Y CABLES DE JALADO........................................................................................................................31
2.4 VELOCIDAD DE TENDIDO........................................................................................................................................32
2.5 SELECCIÓN DE LOS TRAMOS DE TENDIDO Y PLANEAMIENTO DE ACTIVIDADES......................................................32
2.6 UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE TENDIDO Y TENSADO ..........................................................................................33
2.7 ANCLAJES...............................................................................................................................................................34
2.8 CÁLCULO DE LA LONGITUD DEL CONDUCTOR ........................................................................................................35
2.9 ESCOGENCIA DE LA TENSIÓN DE TENDIDO .............................................................................................................35
2.10 PROTECCIONES..................................................................................................................................................36
2.11 EMPALMES ........................................................................................................................................................36
2.12 UNIÓN DE SECCIONES........................................................................................................................................37
2.13 REFUERZOS TRANSITORIOS ...............................................................................................................................41
2.14 PLANOS .............................................................................................................................................................41
2.15 PROCEDIMIENTOS DE SEGURIDAD.....................................................................................................................42

Procedimientos para el Tendido y Tensado de Líneas de Transmisión de Alto Voltaje
iv
2.16 MANEJO E INSPECCIÓN DE CABLE......................................................................................................................44
2.17 CRITERIOS PARA USAR MANGAS DE REPARACIÓN ............................................................................................45
CAPITULO III ..............................................................................................................................................................46
EQUIPOS DE TENDIDO DE LINEAS....................................................................................................................................46
3.1 CARRETES Y PORTACARRETES ................................................................................................................................46
3.2 CAPACIDAD DE LOS CARRETES ...............................................................................................................................46
3.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS TAMBORES DE LOS EQUIPOS DE TENDIDO....................................................................46
3.4 RELACIÓN DE CAPACIDADES- FACTOR DE SEGURIDAD...........................................................................................47
3.5 BOBINADO DE TAMBORES Y CARRETES..................................................................................................................48
CAPITULO IV...............................................................................................................................................................51
POLEAS............................................................................................................................................................................51
4.1 SELECCIÓN DE POLEAS- CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS.............................................................................................51
4.1.1. DIÁMETRO DE LA POLEA............................................................................................................................................. 51
4.1.2. CONFIGURACIÓN DEL CANAL....................................................................................................................................... 52
4.1.3. EJES Y LUBRICACIÓN.................................................................................................................................................. 53
4.1.4. PERIODICIDAD DE LA LUBRICACIÓN............................................................................................................................... 54
4.1.5. FORRO DEL CANAL .................................................................................................................................................... 54
4.1.6. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS..................................................................................................................................... 54
4.1.7. MATERIALES Y CONSTRUCCIÓN ................................................................................................................................... 55
4.1.8. OTROS TIPOS DE POLEAS ............................................................................................................................................ 55
4.2 CÁLCULO DE CARGAS EN POLEAS...........................................................................................................................55
4.3 EFICIENCIA DE LAS POLEAS DURANTE EL TENDIDO.................................................................................................57
4.4 PRESIÓN DE CONTACTO EN POLEAS FORRADAS.....................................................................................................60
CAPÍTULO V................................................................................................................................................................64
5.1. OPERACIONES DE FLECHADO.............................................................................................................................64
5.2. LONGITUD DE TRAMOS DE FLECHADO...............................................................................................................65
5.3. VANOS DE FLECHADO Y DE CONTROL................................................................................................................65
5.4. MEDICIÓN DE TEMPERATURAS..........................................................................................................................66
5.5. REVISIÓN DE LA TOPOGRAFÍA ...........................................................................................................................67
5.6. TOLERANCIAS ....................................................................................................................................................68
5.7. REVISIÓN DE FLECHAS .......................................................................................................................................69
5.8. MÉTODOS DE FLECHADO PARA INSTALACIÓN DE CABLES .................................................................................69
5.8.1. MÉTODO DE LA VISUAL HORIZONTAL O FLECHA A NIVEL.................................................................................................... 70
5.8.2. MÉTODO DE LA VISUAL DIRECTA (FLECHA A MITAD DEL VANO)........................................................................................... 72
5.8.3. MÉTODO DE LA VISUAL CALCULADA O DEL ÁNGULO TANGENTE: ......................................................................................... 73
5.8.4. MÉTODO DEL ÁNGULO CALCULADO:............................................................................................................................. 74
5.8.5. MÉTODO DE LA LÍNEA VISUAL PARALELA:....................................................................................................................... 75
5.8.6. MÉTODO BISECTOR:.................................................................................................................................................. 76
5.8.7. MÉTODO DEL ÁNGULO RECTO:.................................................................................................................................... 77
5.8.8. MÉTODO DEL DINAMÓMETRO:.................................................................................................................................... 78

Tabla de Contenido
v
5.8.9. CASOS ESPECIALES:................................................................................................................................................... 78
CAPITULO VI...............................................................................................................................................................80
AJUSTES FINALES DE TENSION-MÉTODO “OFFSET” .........................................................................................................80
6.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................................80
6.2. BASES TEÓRICAS DEL MÉTODO PARA EL CÁLCULO DE COMPENSACIONES ........................................................81
6.3. DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA “OFFSET” ..........................................................................................................84
6.4. APLICACIÓN EN EL CAMPO ................................................................................................................................86
6.5. DETECCIÓN DE ERRORES....................................................................................................................................88
6.6. PRECISIÓN Y TOLERANCIAS................................................................................................................................89
6.7. OTROS PROGRAMAS DE ANÁLISIS DE LÍNEAS ....................................................................................................89
6.8. GRAPAS DEL CONDUCTOR .................................................................................................................................90
6.9. EJEMPLOS DE CÁLCULOS “OFFSETS” ..................................................................................................................91
CAPITULO VII .............................................................................................................................................................97
7.1. MÉTODO DE LA ONDA DE RETORNO..................................................................................................................97
7.2. MÉTODO DE LA VISUAL TANGENTE AL CONDUCTOR .........................................................................................99
ANEXOS.........................................................................................................................................................................101
ANEXO 1.A ....................................................................................................................................................................102
CURVAS DE ESFUERZO-DEFORMACIÓN .........................................................................................................................102
ANEXO 1.B.....................................................................................................................................................................107
EJEMPLOS CÁLCULOS CREEP ACAR 600 .........................................................................................................................107
ANEXO 1.C.....................................................................................................................................................................113
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS DE LOS CABLES.......................................................................................113
ANEXO 1.D ....................................................................................................................................................................116
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS DE HILOS DE GUARDA ............................................................................116
ANEXO 2.A ....................................................................................................................................................................119
EJEMPLO DE PLANIFICACIÓN DE OPERACIONES DE TENDIDO Y TENSADO.....................................................................119
ANEXO 7.A ....................................................................................................................................................................127
“TABLA PARA CALCULAR FLECHAS UTILIZANDO EL MÉTODO DE LA ONDA DE RETORNO (IMPULSOS)”.........................127

vi
INTRODUCCIÓN
El tema de capacitación a alto nivel de los ingenieros en construcción de líneas de
transmisión es complejo, pues no existen en esta materia programas especializados en las
universidades nacionales ni en los institutos técnicos.
En el caso de Costa Rica, el ICE es la única empresa nacional que diseña y construye líneas
de alto voltaje, por lo que la Institución debe cumplir el rol de ser el generador y custodio del
conocimiento que exista en el país en éste campo.
Muchas veces el conocimiento ha sido transmitido por personas de experiencia pero con un
grado importante de empirismo y desconocimiento de los fundamentos teóricos, producto de
la falta de oportunidades de instrucción formal.
Por ello, los que hemos tenido la oportunidad de formación en ésta área tenemos la
obligación moral de trasladar el conocimiento a las nuevas generaciones, con el fin de
tecnificar la construcción de los proyectos de transmisión eléctrica, para producir obras de
gran calidad técnica y altos índices de seguridad para el personal, producto de la utilización
de procedimientos controlados, profundamente conocidos y dominados por los ingenieros y
técnicos en construcción.
No es posible hablar de formación profesional en el campo de construcción de líneas de
transmisión si no se conocen los principios básicos del diseño de las mismas, pues de lo
contrario se producen “vacíos” de conocimientos que afectan el correcto entendimiento de
los procesos constructivos. Por ésta razón, el presente documento empieza por explicar la
base teórica de los procedimientos, pero con un enfoque práctico aplicado al área
constructiva.
Un problema adicional que existe en nuestra organización es la rotación del personal de
construcción de líneas, por lo que es fundamental realizar un esfuerzo continuo de
capacitación y actualización técnica, esfuerzo que debe ir más allá para que el conocimiento
no esté solo en las personas sino, de alguna manera, también en la organización.
La herramienta para lograr lo anterior es la normalización de los procedimientos técnicos,
tarea imprescindible que debe verse como una responsabilidad de cada área y no como una
labor a realizar cuando quede algún tiempo disponible. El presente trabajo va precisamente
en esa dirección.
Mi propósito con este esfuerzo ha sido contribuir con ésta tarea por medio de un proceso
serio de formación profesional, labor que me produce una gran satisfacción porque
representa una meta personal de muchos años y que espero se refleje en resultados
concretos.

Prefacio
vii
Agradezco a las personas que me han apoyado en éste esfuerzo, al igual que a los
funcionarios que me ha colaborado con los aspectos logísticos, para que éste documento,
producto de la recopilación y documentación de valiosa información durante casi 25 años,
haya sido una realidad.
Ing. Carlos Solano Soto

~ 8 ~
CAPITULO
I
FUNDAMENTOS DEL CÁLCULO MECÁNICO DE CABLES
1.1. Definición de cable
Un cable es un elemento cuya configuración física se puede comparar con
el de una cadena (del latín “catena”), debido a la desproporción que existe
entre la longitud y su sección transversal, característica que le da una gran
flexibilidad. Esto se aplica también a los vanos con cadenas de remate,
siempre y cuando el vano sea lo suficientemente grande como para hacer
despreciable el peso de las cadenas de aisladores. De lo contrario, el peso
de los aisladores distorsionaría la catenaria, al igual como sucede cuando
hay un peso concentrado en un punto de un cable suspendido.
Los cables que se utilizan para la conducción de electricidad presentan un
diámetro único y por tanto tienen un peso constante por unidad lineal.
La curva que se forma en un cable suspendido libremente entre dos
apoyos, es conocida bajo el nombre de "catenaria".
Este modelo garantiza que únicamente se presentarán fuerzas de tensión
cuya dirección es tangencial al cable, o sea en la dirección del cable.
Figura Nº 1
1.2. Características de los cables
Se pueden resumir las principales características y el comportamiento de
los sistemas de cables de la siguiente manera:
a) La longitud es muy grande en relación al diámetro.
W=Peso unitario cable
Catenaria
T= Tensión cable
T
T
T
T
X
Y

Capítulo I: Fundamentos del Cálculo Mecánico de Cables
~ 9 ~
b) Peso uniforme por unidad de longitud (diámetro constante).
c) Gran flexibilidad, por lo que se puede suponer sin rigidez en flexión (cadena)
d) Como consecuencia de lo anterior, se concluye que los cables, al igual que una
cadena, solamente pueden trabajar en tensión.
e) La línea de acción de la fuerza de tensión en el cable, lógicamente es tangente a la
curva del mismo.
f) En ausencia de viento, La tensión del cable se puede descomponer en una
componente horizontal y otra vertical y como no hay otra fuerza aplicada en la dirección
horizontal, la componente horizontal de la tensión de un cable tiene la misma magnitud en
todos los puntos de la curva del vano, tal como se desprende del siguiente diagrama de
cuerpo libre.
Figura Nº 2
g) La componente vertical de la tensión varía desde un valor cero en la "panza" del
cable (B), hasta un valor máximo en los apoyos (C). Los apoyos que estén a mayor altura
soportarán por tanto mayor carga vertical o peso de cable.
h) De lo anterior resulta que la inclinación de la curva del cable es un indicador directo de
la magnitud de la carga producida por el peso en un punto específico, Esto se puede
observar a la salida del cable de las grapas de tensión o suspensión. Entre mayor sea el
ángulo, mayor es la carga de peso.
i) Como la tensión total resultante en el cable es la suma vectorial de la componente
horizontal (constante) y la componente de peso (que varía con la distancia del apoyo a la
“panza” de la catenaria), entonces la tensión total del cable cambia en magnitud y dirección
en todos los puntos de la curva y es siempre tangente a la misma.
T=H+P
H
c
H
B
P= .W
H= Igual en todos los puntos del vano.
T= Tangente al cable.

Procedimientos Técnicos para el Tendido y Tensado de Líneas de Transmisión de Alto Voltaje
~ 10 ~
1.3. Efecto de la temperatura
Todos los materiales se deforman cuando hay cambios en la temperatura ambiental, de
acuerdo a las siguientes reglas:
1) Si la temperatura aumenta el material se expande.
2) Si la temperatura disminuye el material se contrae.
Esta situación provoca que en un cable suspendido al aumentar la temperatura, éste se
elongue y forme una curva más amplia (va a quedar más holgado). Como consecuencia de
esto, la tensión horizontal del vano disminuye (a más tensión horizontal más tirante estará el
conductor).
En caso contrario, si la temperatura disminuye, el cable se contrae y la tensión horizontal
aumenta.
Es importante aclarar que el valor de temperatura, que debe ser considerado durante el
tensado de los cables, corresponde a la temperatura del cable y no la del ambiente, por lo
que los sistemas de medición deben ser los apropiados para tal fin. Ésta es la razón por la
que la temperatura del conductor se mide con un termómetro insertado dentro de un pedazo
de cable cuando se está flechando.
1.4. Fenómeno de fluencia lenta (creep)
Es la deformación permanente que sufren algunos metales (en nuestro caso el aluminio)
cuando son sometidos a esfuerzos a lo largo del tiempo. Este fenómeno no debe confundirse
con los cambios de longitud que sufre el cable por la variación diaria de la temperatura. Ésta
es la razón por lo que los frascos plásticos y de vidrio tienen una concavidad. Si no la
tuvieran, se deformarían con el tiempo y no podrían mantenerse parados.
Las curvas del “creep” son iguales para todos los conductores de un mismo tipo, como
ACSR, AAAC, etc, siempre que tengan la misma composición (Ej: 26/7)
En los conductores ACSR, al principio el aluminio comparte la tensión con el acero, o sea, la
tensión total del cable es la suma de los esfuerzos del aluminio más el acero, multiplicados
cada uno por el área de cada material. Al producirse con el tiempo el fenómeno del “creep”,
se reduce el esfuerzo del aluminio y la tensión total del cable baja, pero la tensión del acero
se mantiene prácticamente igual y casi no se deforma.
Esto ocurre hasta un cierto punto ya que después de unos 10 años se alcanza prácticamente
el 100% del “creep en el aluminio”, teniendo el acero la principal contribución a la tensión
total del conductor.

~ 11 ~
Tensión en los cables antes y después del “creep”
Figura Nº 3
Como :
Donde
T=Tensión
= esfuerzo/unidad2
E= Modulo de elasticidad
= Deformación Unitaria
 = coeficiente de dilatación térmica

~ 12 ~
Figura Nº 4
En el anexo 1.A se presentan ejemplos de curvas de esfuerzo-deformación del acero y del
aluminio y del conductor compuesto por los dos materiales para una mejor comprensión del
fenómeno.
Esto se puede ver de la siguiente manera; si se tensa el conductor compuesto, se requiere
de una fuerza mayor que si se halara únicamente el alma de acero para obtener la misma
elongación del cable. Esta diferencia es la contribución del aluminio.
Al estirarse el cable debido a la acción que el "Creep" provoca con el tiempo se produce una
disminución de la tensión y por lo tanto de los claros a tierra. El estiramiento provocado por
el "creep” tiene un comportamiento logarítmico. Durante los primeros 5 días después de
tendido un conductor, la elongación es del orden del 25% del total de la deformación que
tendrá el cable en 10 años. A los 6 meses un 50 %. Por ello, es un fenómeno de gran
importancia que debe ser tomado en cuenta durante la construcción.
Si el cable se tiende y no se flecha rápidamente, las flechas que se tienen para el flechado
no corresponden a las de diseño. Normalmente, se considera en los cálculos que el grapado
del conductor va a ocurrir dentro de las 48 horas posteriores al flechado.
La primera forma de corregir el "creep" es aumentar el valor de las flechas del conductor, de
acuerdo al tiempo que ha permanecido en poleas, en forma porcentual a la diferencia entre
los valores de las flechas iniciales en el tiempo cero y las flechas finales después de 10
años.

~ 13 ~
Por ejemplo, si la flecha final después de 10 años será 12 metros y la flecha inicial en el
tiempo cero es de 10 metros, y al cabo de 5 días el "creep" es del 25%, entonces deberá
usarse un valor de flecha corregida de 10,50 metros que corresponde a la flecha inicial más
un 25% de los 2 metros de diferencia entre los valores Iniciales y finales.
La consecuencia de no utilizar ésta corrección es que el conductor quedará instalado con
una tensión mayor que la de diseño, produciendo problemas de vibración y comprometiendo
la capacidad de las torres, especialmente las de ángulo y remate.
La segunda forma es calcular el incremento de temperatura equivalente al aumento en la
flecha y agregar este valor a la temperatura registrada. Este procedimiento se indica en el
ejemplo del esquema que se presenta a continuación.
Debe indicarse que este es un fenómeno asociado con los conductores de aluminio, por lo
que no afecta los cables de acero usados como hilos guarda.
Figura Nº 5
Ejemplo de Utilización
Tiempo de permanencia_________________________________ 5 días
Equivalente Térmico____________________________________ 6º C
Temperatura del cable___________________________________ 20º C
Temperatura a ser considerada en la tabla de tendido=20ºC+6ºC=26ºC
30
25
20
15
10
5
9 8 7 6 5 4 0
(
TIEMPO
)
DIAS

~ 14 ~
Corrección del Creep – Equivalente Térmico (ºC)
Gráfico para corrección de las tablas de tendido debido al tiempo de permanencia de los
cables conductores en Poleas.
En el Anexo 1.B se presentan los gráficos para el cálculo del “creep” en varios tipos de
conductores
1.5. Cargas sobre conductores
Además de la tensión, las otras cargas que actúan sobre los cables son las producidas por el
peso y el viento.
Como se dijo anteriormente, el peso se refleja en la componente vertical de la tensión y es
producto de las fuerzas gravitacionales.
El viento se puede presentar en ráfagas o en forma constante y actúa sobre el cable y las
estructuras generando principalmente fuerzas perpendiculares a las líneas y movimientos de
oscilación en los conductores.
La oscilación máxima de un conductor es muy importante para calcular el tamaño y
separación de los brazos de las torres, a fin de mantener las distancias eléctricas mínimas,
para determinar el ancho de las servidumbres de paso y las cargas transversales sobre las
estructuras.
1.5.1. Tramo de Peso
El tramo de peso representa el equivalente a la cantidad total de cable soportado por una
estructura dada, y que multiplicado por el peso unitario del conductor permite determinar la
carga total gravitacional que actúa sobre la estructura.
Para calcular el tramo de peso debe tomarse la longitud real del conductor desde la "panza"
del cable en el vano anterior a la estructura, hasta la "panza" del cable en el vano posterior a
la misma (ver fig. Nº 6), o sea la suma L1 + L2.
Figura Nº 6 TRAMO DE PESO
1 2
Tramo Peso

~ 15 ~
Cuando hay grandes diferencias de elevación entre las torres, la panza del cable puede no
existir físicamente pero sí en forma matemática. Para ello, debe calcularse la distancia del
cable a la cual se ubicaría, fuera del vano, la "panza" imaginaria. (Ver Fig. Nº 7)
Debe hacerse énfasis que, en general, el tramo de peso no corresponde necesariamente a
la mitad del vano anterior más la mitad del vano posterior, sino que esto se da
exclusivamente cuando los vanos son totalmente planos.
Generalmente las torres que presentan mayores valores de tramos de peso son aquellas
ubicadas en la cúspide de los cerros y las partes altas de los perfiles.
1.5.2. Condición de levantamiento (“Up-LIFT”)
Es la situación que se presenta cuando al no haber "panza" en vanos con gran diferencia de
elevación, la carga vertical resultante sobre la estructura a menor nivel es negativa (hacia
arriba), tendiendo a levantar las cadenas de aisladores. (Ver fig. Nº 7).
Debe ponerse especial atención a este problema, porque se podrían presentar fallas en las
líneas, causadas por la excesiva oscilación de las cadenas de aisladores en suspensión, al
quedar éstas prácticamente flojas por la falta de peso en las cadenas.
La solución mas adecuada en estos casos consiste en colocar estructuras más altas o
contrapesos que compensen las fuerzas de levantamiento.
Figura Nº 7
UP LIFT
Panza
Imaginaria

~ 16 ~
1.5.3. Tramo de Viento
Corresponde a la longitud de cable afectada por el viento y que produce fuerzas
transversales sobre la estructura.
El tramo de viento ( TV ) se calcula como el promedio de los dos vanos adyacentes a la
torre.
Figura Nº 8
2
)
2
1
( 

 la
la
TV
Para calcular la presión por metro lineal PV que ejerce el viento sobre un conductor, se
utiliza la siguiente fórmula, la cual considera la inercia del cable en reposo inicial.
PV= 0.0048*KPH2
*DC/1000
Donde:
KPH = viento en kilómetros por hora.
DC = Diámetro del conductor en milímetros.
PV = Fuerza del viento por unidad de longitud del cable (Kg/m).
El valor máximo de oscilación de una cadena de aisladores se calcula por la siguiente
fórmula:
tramo de viento
a1 a2
a1 a2
2
)
2
1
( 
la
la
 
 
C
w
TP
TV
Dc
KPH
2
1
1000
/
0048
.
0 2





1
tan

f
1
tan
)
( 

FP
FV

~ 17 ~
Donde:
f = Inclinación de la cadena de aisladores respecto a la Vertical.
FV = Fuerza total de viento en Kg.
FP = Fuerza total vertical en kg.
TP = Tramo de peso en metros.
w = Peso unitario del conductor en kg/m.
C = Peso de la cadena de aisladores en Kg.
TV= Tramo de Peso
Figura Nº 9
Los contrapesos necesarios se estiman por la fórmula:
 
 
C
w
TP
Max
TV
Dc
KPH
CP *
2
/
1
*
tan
1000
/
246
.
0







Donde  máx es el máximo ángulo permisible de oscilación para garantizar las distancias
mínimas a tierra (1.20 metros para 138 Kv y 2.1 metros para 230 Kv).
Si el valor de CP es negativo, esto Indicará que no se requiere contrapeso.
Nomenclatura
CP = Contrapeso requerido (kgr).
PV = Presión de viento por metro lineal de cable (Kg/m).
KPH: Velocidad del viento en Kilómetros por hora.
Cadena de aisladores
FV
FP
R

~ 18 ~
Dc = Diámetro del cable en milímetros (mm).
f = Angulo de oscilación de la cadena de aisladores.
FV = Fuerza total del viento en los apoyos (kgs).
FP = Fuerza total de peso en el apoyo (kgs).
TV = Tramo de viento (metros).
TP = Tramo de peso (metros).
w = peso del conductor por metro lineal (Kgs/m).
C = Peso en kgr de la cadena de aisladores en suspensión.
 max = Máximo Angulo de oscilación permisible de la cadena de suspensión que garantiza
la mínima distancia eléctrica a tierra.
1.6. Vano Regulador y Ecuación de Cambio de Estado
El concepto de vano regulador o vano equivalente corresponde al valor de un vano que
representa adecuadamente el comportamiento mecánico de una sección de línea, con varios
vanos de diferentes características.
La determinación de un vano equivalente para cada sección de línea entre torres de remate,
simplifica el proceso de análisis para la escogencia de la tensión base de diseño del tramo y
para estudiar el comportamiento de la sección ante los cambios de temperatura.
Esto se realiza a través de la ecuación de cambio de estado:
( ) [ ( ) ]
Donde los subíndices o y f significan inicial y final respectivamente
w = carga unitaria sobre el conductor = √
Pc = peso unitario del conductor (kg/m)
Pv = presión sobre el conductor x diámetro del conductor (kg/m)
SR = vano regulador (m)
α = coeficiente de dilatación térmica (°C/°C) (adimensional)
H = componente horizontal de la tensión (kg)
E = módulo de elasticidad de conductor (kg/ m2
)
A = área de sección del conductor (m2
)
Si no hay carga de viento sobre el conductor durante el proceso constructivo, o sea que wf =
wo, entonces el primer término de la ecuación = 0. En este caso la ecuación anterior se
puede escribir como:

~ 19 ~
[ ( ) ]
O sea que el cambio de temperatura se puede expresar como:
Donde:
θ_o = temperatura inicial o base (°C)
θ_f = temperatura final o temperatura a la cual se quiere encontrar la nueva tensión (°C)
H_o = tensión horizontal inicial o tensión correspondiente a la temperatura θ_o (kg)
H_f = tensión horizontal final o tensión correspondiente a la temperatura θ_f (kg)
En esta ecuación se puede observar la interrelación que hay entre el cambio de temperatura
y el cambio de tensión en un cable conductor entre un estado inicial y uno final.
El vano equivalente de una sección se calcula por la fórmula:
3
3
3
3
3
1
1
...
3
2
1
...
3
2
1
VE
Ea
Ea
an
a
a
a
an
a
a
a








En otras palabras, el valor del Vano Equivalente es igual a la raíz cuadrada de la suma de
los cubos de los vanos, dividido entre la suma de los vanos.
Si los vanos son muy desiguales en longitud, la fórmula puede no dar valores correctos. Por
ello se limita que los vanos más grandes sean como máximo 2.5 veces el vano equivalente y
los más pequeños no menos de 0.5 veces el vano equivalente. Para secciones con grandes
diferencias de elevación, la fórmula general para calcular el vano equivalente es la siguiente:
 
  ci
ci
ai
cn
c
c
cn
an
c
a
c
a








/
...
2
1
/
...
2
/
2
1
/
1
V.E.
4
4
4
4
Donde: C1= longitud inclinada de la cuerda que une los apoyos del cable en los vanos.
1.7. Definición de Catenaria
La catenaria es un modelo matemático usado para representar la curva que forma un cable
suspendido libremente entre dos apoyos, bajo la acción de su propio peso.

~ 20 ~
La curva de la catenaria es matemáticamente descrita por funciones hiperbólicas, bastante
precisas.
Algunas veces es posible simplificar los cálculos aproximando la curva hiperbólica de la
catenaria a una curva parabólica. Con ello se obtiene una mayor facilidad de operación al
usar ecuaciones aproximadas.
Las aproximaciones parabólicas solo se deben usar cuando se trabaje con vanos pequeños
o de mediana magnitud. En vanos grandes o con grandes diferencias de elevación se
recomienda usar las fórmulas exactas (hiperbólicas).
1.8. Características y Ecuaciones de la Catenaria
Figura Nº 10
En la figura #10 se representan los principales Parámetros de una catenaria, aplicada a un
vano donde existe una diferencia de elevación entre los apoyos del cable. Las principales
características y nomenclatura de la curva son las siguientes:
a) Panza de la curva: Representa el punto más bajo de la catenaria.
En casos de estructuras en condición de levantamiento (up-lift) en vanos con grandes
diferencias de elevación, la "panza" puede no existir físicamente sino que se presenta en
forma imaginaria fuera del vano, pudiéndose calcular matemáticamente.
b) Diferencia de elevación (h): Representa la diferencia de altura entre los niveles de
apoyo del cable, en la grapa donde está sostenido el cable.
1
1
a=Vano
x2
x1
Características
Básicas de la
Curva
Panza x3
FN
h
a/2 a/2
2
2
TH
x
a/2
TH
C
P2
T2
a
T1
P1
f f
3


H


~ 21 ~
Para efectos de la catenaria, no solo debe tomarse en cuenta la diferencia de elevación
en el terreno, sino también la altura de las estructuras y la disposición de las cadenas de
aisladores (suspensión o remate).
c) Vano (a): Es la longitud, en proyección horizontal, entre estructuras adyacentes.
d) Tensión Horizontal (H o TH): Es la componente horizontal de la tensión del cable a
una temperatura dada. Es un valor constante en todos los puntos del mismo vano.
e) Peso Unitario del Cable (w): El peso por unidad lineal del conductor, expresado en
Kilogramos/metro.
f) X1: Distancia horizontal desde el apoyo más bajo hasta la panza del cable. En este
punto la tensión total del cable es igual a la tensión horizontal. Si el valor de X1 fuera
negativo la panza de la curva no existiría físicamente, solo matemáticamente.
g) X2: Distancia horizontal desde la "panza" hasta el apoyo más alto.
h) X3: Distancia horizontal entre la panza del cable y el punto donde una recta, paralela
a la línea que une los dos apoyos, es tangente a la curva.
i) Flecha Total (Fx3): Es la distancia vertical entre la cuerda que une los dos apoyos del
cable y una línea paralela, tangente al cable.
La flecha en el punto medio del vano (Fa/2) tiene un valor muy parecido a la flecha en el
punto de tangencia FX3, por lo que no se incurriría en un gran error si se utiliza un valor en
vez del otro.
j) Flecha a nivel (FN): Algunas veces la mal llamada "Saeta", representa la distancia
vertical entre el nivel del apoyo inferior del cable y la panza de la curva. Si el valor de X1 es
negativo el valor de FN también lo será, lo que significa que la flecha a nivel es ficticia y cae
fuera del vano analizado, provocando una tendencia de levantamiento ("Up lift").
k) Ángulos del cable (1,2): Representa la dirección de la recta tangente al cable en
los apoyos. Es la misma del vector de tensión total en esos puntos. Estos valores dan un
índice cualitativo de la magnitud de la carga de peso en los apoyos del conductor.
l) Longitud del cable (l): Representa la longitud total del cable en un vano dado,
medida a lo largo de la catenaria.
m) Tensión de los apoyos (T1, T2): Representa el valor de la tensión total del cable en
los apoyos.
n) Carga de peso en los apoyos (P1, P2): Es la carga de peso del cable en los apoyos
de la estructura.

~ 22 ~
o) Distancia inclinada (c): Es la distancia representada por una recta inclinada que une
los apoyos, se calcula por el teorema de Pitágoras:
2
2
h
a
c 


Las fórmulas que se presentan al final de éste capítulo, son utilizadas para efectuar el
cálculo mecánico de la catenaria.
Estas fórmulas (exactas y aproximadas) se presentan tanto para vanos a desnivel como para
el caso particular de vanos a nivel.
1.9. Aplicaciones de los parámetros de la catenaria
Debido a que existe una relación directa entre la tensión horizontal de un vano y los
parámetros físicos de la catenaria, es posible tensar el cable midiendo distancias en vez de
fuerzas.
En otras palabras, debido a que para una temperatura dada y una tensión horizontal fijada,
los valores de las flechas son únicos para cada vano, entonces se puede tensar un tramo
midiendo indirectamente la tensión a través de las flechas del conductor. Este método es
más práctico y preciso que el del dinamómetro.
Las ecuaciones de la catenaria nos permiten calcular con precisión las longitudes de cable
requeridas y las cargas para el diseño de las estructuras de soporte.
También se utilizaba anteriormente la ecuación de la catenaria para construir plantillas con
las que es posible verificar los claros mínimos del conductor al suelo. Actualmente esto no es
necesario gracias al desarrollo de modernos programas como el PLS-CADD.

~ 23 ~
1.10. Fórmulas para el cálculo mecánico de vanos
1.10.1. VANOS A NIVEL
Figura Nº 11
Tabla Nº 1
Fórmulas Aproximadas Fórmulas Exactas
w
H
k 
w
H
k 
A) 2
1
2
x
a
x 
 2
1
2
x
a
x 

B) Flecha:
FN
H
a
w
f 

8
* 2













 1
2
cosh
k
a
k
f
C) Longitud de Cable
2
3
2
24
*
H
a
w
a 

 






k
a
senh
k
2
*
2

D) Tensión en Apoyos
H
a
w
H
T
T
8
*
2
2
2
1 

 







k
a
H
T
T
2
cosh
*
2
1
E) Ángulo en Apoyos






 
a
f
4
tan 1
 





 
k
2
tan 1 

F) Peso en Apoyos
2
*
2
1
a
w
P
P 

2
*
2
1
a
w
P
P 

G) Ecuación de la Curva
 
H
x
w
x
y
2
* 2
   














 1
cosh
k
x
k
x
y



~ 24 ~
1.10.2. VANOS A DESNIVEL
Figura Nº 12
Tabla Nº 2
1) Distancia al Apoyo Inferior
a
w
H
h
a
X
*
*
2
1























 
k
a
senh
k
h
senh
k
a
x
2
*
2
*
2
1
1
2) Distancia al Apoyo Superior
1
2 X
a
X 
 1
2 x
a
x 

3) Distancia al punto de Tangencia

3
X





 
 
a
h
senh
k
x 1
3 *
4) Longitud del Cable
a) 2
3
1
2
1
1
*
6
*
H
x
w
x 


b) 2
3
2
2
2
2
*
6
*
H
x
w
x 


c) 2
1 

 

total







k
x
senh
k 1
1 *








k
x
senh
k 2
2 *

2
1 

 

 t
total
5) Flecha en
H
c
a
w
f
8
*
*

 
a
h
x
x
k
x
k
x
k
f










 3
1
3
1
cosh
cosh
1
x2
x1
La Panza
se desplaza
hacia la
x3
FN
h
a/2 a/2
2
C
T2
a
T1
f



1
2
torre mas baja
DATOS
H = Tension Horizontal
w = Peso Conductor
= H/w
a = longitud del vano
= Diferencia Elevación en apoyos
h

c= a +
2
h

2

~ 25 ~
6) Fecha a Nivel Saeta
2
4
1 






 


f
h
f
FN 















1
1
1
*
1
cosh
x
x
k
x
k
FN
7) Tensión Total en Apoyos con
a) Inferior:
H
x
w
H
T
2
* 2
1
2
1 

b) Superior:
h
x
w
H
T
2
* 2
2
2
2 








k
x
H
T 1
1 cosh
*







k
x
H
T 2
2 cosh
*
8) Inclinación del Cable en Apoyos
a) 




 

 
a
h
f
4
tan 1
1

b) 




 

 
a
h
f
4
tan 1
2







 
k
1
1
1 tan








 
k
2
1
2 tan


9) Peso que soportan los brazos
a) Inferior: 1
1 *
w
P 
b) Superior: 2
2 *
w
P 
1
1 *
w
P 
2
2 *
w
P 
10) Ecuación de la Curva
 
H
x
w
x
y
2
* 2
   






 1
cosh*
k
x
k
x
y

~ 26 ~
Figura Nº 13
Tabla Nº 3
MÉTODO PRECISO MÉTODO APROXIMADO








4
,
0
a
h
para
Ecuación de la Catenaria













 1
cosh
k
x
k
y
...
24
2 2
4
2



k
x
k
x
y
Longitud del Conductor







k
x
senh
k
l *
...
120
6 4
5
2
3




k
x
k
x
x
l
Tensión Total









k
x
H
T
y
P
H
T c
cosh
*
y
P
H
T c


Los parámetros y características de los cables conductores e hilos de guarda se presentan
en el Anexo 1.C y Anexo 1.D respectivamente.
x1
2
x
x2
a/2
a
y
a/2
T2
f
H
T1
01
1
h
f
02

Capítulo II: Procedimiento de Tendido de Cables
~ 27 ~
CAPITULO
II PROCEDIMIENTO DE TENDIDO DE CABLES
2.1 Generalidades sobre los métodos de tendido de cables
Los métodos usados para el tendido de los cables son muy diversos. Cada
empresa que se dedica a la construcción de líneas eléctricas introduce sus
propias variantes de los sistemas básicos, de acuerdo a sus necesidades y
a los equipos con que cuentan.
Pese a la variedad de la maquinaria de tendido utilizadas en el mundo, en
términos generales es posible identificar una serie de procedimientos que
son comunes a la mayoría de los métodos utilizados.
Hace muchos años se utilizaba el sistema de "jalado en flojo" donde el
conductor era arrastrado cerca del suelo por medio de un vehículo de
jalado, o los carretes eran llevados a lo largo de la línea en terreno plano,
depositándose el cable en el terreno. En este sistema era necesario
detener la operación de jalado del conductor cada vez que se pasaba una
estructura de soporte y para colocar el cable en las poleas.
Sin embargo, actualmente este método no tiene buena aplicación, tanto
por la contaminación y riesgo de daño que puede sufrir el conductor, como
por las dificultades obvias que se presentan en terrenos quebrados con
difícil acceso y en las zonas urbanas donde, debido al cruce de circuitos
energizados, existe alto riesgo de contacto eléctrico.
El sistema más usado actualmente es el de sustitución o "Método de
tensión" donde el conductor se jala siempre bajo tensión, de tal forma que
se mantiene un claro con el suelo y los obstáculos que podrían dañar los
cables. Además se garantizan distancias adecuadas para evitar el contacto
con líneas energizadas.

~ 28 ~
Figura Nº 14
En este método se utiliza un cable pre-piloto, que normalmente es de un tipo de cuerda
ligera y resistente, antigiratoria, con el cual se jala el cable guía de acero que es mas
pesado. Este a su vez es utilizado para halar el conductor a través de las poleas por medio
de un cabrestante rápido y una tensadora de cable.
En algunos casos donde los conductores no son de gran calibre y los tramos de tendido son
de una longitud normal, es posible jalar directamente el conductor por medio de un cable
liviano de alta resistencia a la elongación, que puede ser sintético como es el caso del
llamado "UNILINE".
El sistema de tensión es generalmente el más económico y eficiente, aunque requiere una
buena cantidad de equipo. Esto incluye: portacarretes, frenadoras de cable, tensadoras,
rebobinadoras, empalmadoras de cable, camiones grúas, herramientas y accesorios, y una
buena provisión de radios para garantizar una comunicación de primera a lo largo de la
sección de tendido.
Los métodos para el tendido del hilo guarda son similares, pero las cargas y las tensiones
son menores. Estos cables normalmente se jalan con líneas pilotos livianas y son los
primeros en ser colocados.
Debido a que el cable guarda es encuentra ubicado a mayor altura, se recomienda tenderlo
primero para que no interfiera con el montaje de los demás cables. Eventualmente también
puede ser utilizado como soporte de bicicletas aéreas para realizar algunas labores aéreas,
en los casos en que sea necesario
.
METODO TENDIDO EN " FLOJO"
A
T
F
METODO DE TENSION

~ 29 ~
Figura Nº 15
2.2 Consideraciones generales
La operación de tendido de cables es una actividad que involucra muchos detalles, cuyo
éxito depende totalmente de la buena planificación y programación de todas las maniobras
que deben estar visualizadas y documentadas mucho antes del inicio de los trabajos.
Antes de iniciar las operaciones de tendido es muy importante inspeccionar las poleas para
verificar su estado y descartar aquellas que presenten ejes defectuosos, daños en el forro o
dificultad para girar, porque pueden dañar el conductor y crear problemas durante las
operaciones de tendido y tensado.
Debe tenerse especial cuidado con las estructuras de suspensión. Los procedimientos de
tendido deben garantizar que se minimizarán las cargas longitudinales o de torsión sobre
este tipo de estructuras.
F
T
1) Regado pre-piloto : ( carretes 800-1000 m.)
T
F
T
2)Jalado guía pesada
Empalme
guía pesada
acero
Carretes
guía
acero
Conductor
3)Jalado conductor
pre-piloto
F

~ 30 ~
En todos los puntos donde se presenten cambios bruscos de dirección, con desviaciones
verticales y horizontales de la línea (desvíos o topografía muy quebrada con diferencias de
elevación mayores a un 15% de la longitud del vano), grandes vanos o vanos adyacentes de
grandes diferencias en sus características, deben ubicarse torres de remate. De lo contrario,
debe tenerse un gran cuidado y revisarse cada caso con los diseñadores ya que en estos
vanos normalmente se presentan desbalances y cargas muy grandes sobre las estructuras.
Figura Nº 16
Es muy importante no pasar los empates definitivos del conductor a través de las poleas
para evitar la tendencia a doblarse, a menos que estos hayan sido diseñados para tal
condición. En estos casos es mejor usar "medias de unión" durante el jalado, para que
posteriormente cuando el cable esté en su posición final, se proceda a empalmarlo en forma
definitiva. Las medias usadas para unir el cable deben de asegurarse con cinta adhesiva
para evitar que se abran y que el cable se deslice.
Un método sumamente eficiente que ahora tiempo en las operaciones constructivas es el
uso de empalmes implosivos que se realizan a la salida de la frenadora y que están
diseñados para pasar por las poleas. Esto evita tener que aflojar posteriormente el cable
para hacer el empate en el suelo en el vano donde quedará finalmente ubicado.
II III
F
AJUSTES Y ACABADOS TENSADO Y FLECHADO TENDIDO
I
T
ETAPAS TENDIDO Y TENSADO

~ 31 ~
Los cables conductores se usan para comunicación y fibra óptica. Por esta razón, no deben
ensuciarse ni rayarse ya que esto puede generar ruidos de radio y daños en las fibras. En
este caso es importante utilizar "camalanes" y herramientas adecuadas que no vayan a
dañar el cable.
La operación de tendido debe realizarse en el menor tiempo posible (ver Manual de
Construcción de líneas), ya que la permanencia excesiva del cable en las poleas, la
vibración inducida por el viento y otros movimientos, pueden dañar los conductores.
En general, el tiempo completo para la operación desde el tendido hasta el grapado y
acabado de una sección dada de línea, no debe exceder de 5 días (120 horas), pero
preferiblemente lo ideal es que se haga en un plazo máximo de 72 horas.
Es importante recalcar que bajo condiciones críticas de viento, lluvia o tormenta eléctrica no
debe tenderse cable.
2.3 Conectores y cables de jalado
Se recomienda el uso de conectores giratorios tipo "sacavueltas" para unir temporalmente el
cable de jalado y el conductor. Con esto se evitarán daños al eliminarse la torsión que los
cables acumulan por estar arrollados en carretes.
Los “sacavueltas” no pueden ser utilizados con guías sintéticas de tres cordones, ya que
abren el cable y lo dañan.
Si se usan cables piloto de acero, estos deben ser necesariamente trenzados y antigiratorios
para disminuir la tendencia a la rotación que daña los cables. Los cables trenzados tienen
una superficie exterior más pareja y suave, lo que reduce el desgaste en los forros de las
pastecas y en los tambores de los equipos.
Cuando se utilizan guías sintéticas, éstas deben ser también antigiratorias como el tipo
“UNILINE” lo que disminuye las "cocas" y se evitan pérdidas en la resistencia del cable. Este
tipo de guía de jalado requiere de un factor de seguridad mínimo de 4 para garantizar un
buen resultado.
Los conectores del cable deben tener una resistencia adecuada y estar en relación con las
poleas por las que pasarán.
El factor de seguridad de los conectores debe ser también de 4. Esto significa que los
“sacavueltas” deben resistir por lo menos el 80% de la tensión de ruptura del cable.
Es recomendable que la tensión de los conectores que pasen sobre los tambores de los
equipos, sea baja; esto evitará daños debidos a la flexión.

~ 32 ~
2.4 Velocidad de Tendido
La experiencia ha demostrado que una velocidad de jalado adecuada, es importante para
alcanzar una operación de tendido suave y pareja,
Velocidades promedio de aproximadamente 3 km/hora garantizan un paso suave de los
conectores en las poleas, mientras que velocidades menores pueden causar un bamboleo
significativo del conjunto de suspensión (cadenas de aisladores).
Por otra parte, velocidades altas ocasionan un riesgo potencial de daños grandes en caso de
mal funcionamiento de las poleas o los equipos. Por tanto, no debería jalarse conductor a
una velocidad mayor de 5 Km por hora durante la operación de tendido.
Cabe destacar que normalmente las operaciones de movimiento y acondicionamiento de
máquinas consumen más tiempo que el jalado del conductor, por lo que se le debe prestar
mayor atención al ahorro o racionalización de las maniobras de transporte y de preparación,
que al tiempo de jalado, en el cual los minutos a ganar son pocos y los riesgos a correr
muchos.
2.5 Selección de los tramos de tendido y planeamiento de actividades
Antes de empezar las labores de tendido es fundamental construir un perfil de la línea a
escala, normalmente 1:12 500 horizontal y 1:1 250 vertical. Con ello se tendrá una idea
clara y completa del terreno y de su relación con el cable, los problemas de distancias
mínimas al suelo, los cruces de caminos y líneas eléctricas y telefónicas, los puntos de
posible levantamiento (up-lift) que requieran el uso de poleas invertidas y las características
topográficas de las diferentes secciones de la línea.
Esta información, junto con el conocimiento de los accesos de la línea que faciliten el
transporte de los carretes de cable y de la maquinaria, permitirá seleccionar
adecuadamente los diferentes tramos de tendido.
Otro aspecto importante es tomar en cuenta la capacidad de la tensadora y de la frenadora
para no sobrepasar límites peligrosos.
Es recomendable que las longitudes de los carretes de conductor sean seleccionados,
tomando en cuenta todos los aspectos anteriormente descritos, lo que implicaría una
disminución en los desperdicios de cable durante la construcción. Para ello, lo deseable
sería que el programa de tendido fuera hecho antes que se compre el conductor, para
especificar las longitudes de los carretes en forma óptima.
Cuando se presentan condiciones topográficas en las que una sección quebrada se
encuentra adyacente a una sección plana, conviene independizarlas para efectos del tendido
y tensado del cable. Esto evitará que los desbalances de tensión que se producen durante el

~ 33 ~
tendido del conductor en un terreno quebrado, afecten la zona plana, lo cual disminuirá los
ajustes requeridos posteriormente durante el flechado.
La longitud de las secciones de tendido pueden ser variables, según el caso. Si existieran
limitaciones en el número de poleas disponibles, lo recomendable sería usar secciones de
10 a 12 torres, lo que equivale en situaciones normales a tramos de tendido de unos 3 a 4
km de longitud.
Condiciones difíciles de acceso a puntos intermedios de una sección de línea, podrían
obligar a usar tramos de tendido más largos. En este caso, se requieren equipos de mayor
capacidad, pues la oposición al jalado de los conductores aumenta exponencialmente con el
número de poleas usadas (ver Capítulo IV) y dificulta las operaciones de flechado del
conductor.
En cualquiera de los casos es recomendable no usar secciones de tendido superior a los 6
km, ya que el proceso se dificulta y aumentan los riesgos de accidentes.
2.6 Ubicación de los equipos de tendido y tensado
La selección de los sitios de frenado y jalado deben tomar en cuenta los siguientes factores:
accesibilidad, localización de remates, longitud del conductor a tender, ubicación de empates
y anclajes, capacidad de los equipos, cargas sobre los brazos y anclas, espacio suficiente
para carretes y equipo y facilidad para aterrizamiento de toda la maquinaria.
La localización de la frenadora y tensadora debe ser tal que no sobrecargue las torres ni los
anclajes. Hasta donde sea posible, estos equipos deben ubicarse manteniendo una distancia
horizontal cuatro veces mayor que la diferencia de altura entre los brazos de la estructura
(donde se encuentra el conductor) y el nivel del equipo. En todo caso esta relación nunca
puede ser menor de 1: 3, o sea aproximadamente 18º.
El sitio donde se ubique la tensadora debe quedar lo más cerca posible de los anclajes.
Cuando esto no sea factible el conductor entre el sitio de la tensadora y la estructura de
anclaje o remate, debe ser aflojado para minimizar el efecto de preesforzado del cable.
También es necesario que la tensadora se ubique de manera que las líneas de jalado entren
a un ángulo horizontal mínimo para evitar que el cable se descarrile en los canales del
tambor.
Por ello es importante usar un ángulo máximo de 1.5º entre el conductor y el plano
perpendicular al eje del tambor.
El arreglo de la frenadora y los portacarretes debe ser tal que el ángulo lateral entre el
conductor y el plano de rotación del tambor sea pequeño, porque puede causar que el cable

~ 34 ~
se restriegue en los lados de los canales. Lo ideal es que los portacarretes estén alineados
exactamente detrás de la frenadora.
En cables de gran diámetro con tres o más capas de hilos de aluminio, se puede presentar
un fenómeno conocido como "jaula de pájaro" o "canasta", que tiende a abrir y aflojar las
capas exteriores del cable.
Este fenómeno se presenta entre los carretes y la frenadora, pues conforme el conductor
entra en los tambores de ella la presión de contacto tiende a empujar las capas exteriores
flojas hacia atrás (o sea hacia el carrete), donde se acumula la holgura, lo cual puede llegar
a dañar el cable.
Este problema puede resolverse guardando una distancia adecuada entre el carrete y la
frenadora, permitiendo que la holgura de las capas exteriores del cable se distribuya a lo
largo de una longitud mayor del conductor y simultáneamente, mantener una tensión trasera
entre el carrete y la frenadora, suficiente para forzar el núcleo y las capas internas del cable
a tallar las capas externas.
2.7 Anclajes
Al igual que los equipos, los anclajes del cable deben estar suficientemente alejados de las
torres para que el ángulo de salida del conductor no sea mayor a 14º. Esto evita la
sobrecarga vertical de los brazos de la estructura y disminuye la tendencia del anclaje a
salirse del terreno.
La profundidad y el tipo de anclaje requerido varían en función de las cargas involucradas y
las condiciones específicas que se presentan. En el cálculo de los anclajes debe
considerarse la componente vertical de la tensión en el anclaje que tiende a levantar el
mismo y debe compensarse con el peso del anclaje, y la componente horizontal que
presiona sobre la pared del foso de anclaje y que debe de revisarse en función de la
capacidad del suelo En muchos casos, para retener los conductores, es suficiente utilizar
troncos de madera enterrados unos 3 metros.
Si el terreno no presenta buenas características o se quiere evitar el costo de las
excavaciones, es posible utilizar anclas móviles constituidas por bloques de concreto. La
cantidad de bloques requeridos depende de la cantidad de conductores a anclar, de la
tensión y del ángulo de salida de los cables. Este tipo de anclas prefabricadas ahorran
mucho tiempo y operaciones constructivas, pero son difíciles de transportar a sitios sin
acceso para vehículos.
Cuando se construye un anclaje para una torre, el cable de las anclas debe tensarse
adecuadamente antes de las operaciones de tendido.

~ 35 ~
En ningún caso los anclajes deben utilizarse para aterrizar líneas o equipos. Para ello se
usan varillas de cobre o de acero clavadas en el terreno.
2.8 Cálculo de la longitud del conductor
Para poder diseñar un programa de tendido y ubicar con precisión los sitios de anclaje del
conductor, es necesario calcular con cierta holgura la cantidad de cable en cada tramo de
tendido, según la tensión de jalado a utilizar.
La forma más precisa de realizar esta estimación consiste en utilizar un sencillo programa
que calcule y acumule las longitudes requeridas de cable en los vanos, por medio de las
fórmulas de la catenaria.
Una manera más simple de realizar este cálculo consiste en sumar todos los vanos del tramo
de tendido y aumentar este valor en un porcentaje adecuado. Este porcentaje oscila entre un
1% y un 2%, dependiendo de la topografía de la línea y de la tensión de tendido usada. Sin
embargo, con las facilidades actuales para realizar cálculos, lo recomendable es usar la
primera forma.
Calculando la longitud del conductor y conociendo la longitud de cable en los carretes, se
pueden determinar los sitios de unión del conductor y la holgura del cable en los anclajes
(colas). Se recomienda que las colas libres que sobrepasan el sitio del anclaje, tengan una
longitud mínima entre 40 y 60 metros, ya que las longitudes del cable en los carretes pueden
variar un poco. Es importante recalcar que las colas deben estar colocadas sobre cruces de
madera, separadas del suelo para evitar que se ensucien o se dañen.
Esto también es una previsión en el caso de que aparezca un carrete con una longitud
menor a la indicada ya que ocasionalmente se pueden presentar discrepancias del orden de
un ±2% a un ±5% en la longitud real del cable en los carretes.
2.9 Escogencia de la tensión de tendido
La tensión máxima durante el tendido de los cables no debe exceder en mucho la necesaria
para salvar los obstáculos en la tierra y los cruces de caminos y líneas de servicio.
En general la tensión de tendido oscila aproximadamente de un 50% hasta un máximo de un
80% de la tensión de flechado.
Si se usan tensiones muy bajas, el proceso de flechado y tensado final se hace más lento
debido a la gran cantidad de cable que debe recogerse para llegar a la tensión de flechado
de los conductores.

~ 36 ~
En tendidos de tramos de gran longitud, debe considerarse que la tensión en la tensadora
puede exceder significativamente a la tensión del cable en la frenadora. Esto se debe a la
oposición que presentan al jalado un número elevado de poleas y a la diferencia en
elevación entre los soportes de las estructuras.
Debe también mantenerse una tensión apropiada entre la frenadora y los carretes para evitar
el sobregiro de estos. Se debe aflojar el freno del portacarretes periódicamente ya que
conforme se reduce el brazo de palanca, la tensión aumenta y causa que el conductor trate
de penetrar en el carrete, presionando las capas inferiores.
Ambos, carretes y frenadora, deben rotar en la misma dirección y posición
2.10 Protecciones
Todos los cruces de caminos, cercas, líneas eléctricas y telefónicas, que atraviesen la
sección de tendido deben ser protegidos adecuadamente para evitar daños, interrumpir su
normal funcionamiento y para disminuir el riesgo de contacto eléctrico. Por esta razón, todas
las precauciones que se tomen están plenamente justificadas.
Las protecciones pueden ser de varios tipos. Las más comunes son las que usan postes de
madera y mallas de mecates dieléctricos, que disminuyen el riesgo de contacto.
2.11 Empalmes
Los conductores deben ser empatados, en su localización definitiva, por medio de mangas
de compresión especialmente diseñadas para tal fin. En alto voltaje esta prohibido el uso de
empates preformados, o de aquellos que no resistan el 100% de la tensión de ruptura del
cable.
No se permite que estas mangas de empalme pasen por las poleas pues podrían dañarse,
por ello, durante el tendido se utilizan temporalmente medias de unión para el conductor.
Cuando el cable esté en su posición final, se baja y se procede a hacer el empate
preferiblemente cerca del suelo. Otra forma es realizar el empate del conductor en forma
aérea.
Es fundamental que las mangas de empalme estén adecuadamente centradas, alineadas e
instaladas para cumplir con los requerimientos mecánicos y eléctricos.
Entre el manguito para unir el núcleo de acero y los hilos de aluminio, debe dejarse un
espacio de aproximadamente 13 mm a cada lado para permitir la expansión del aluminio,
una vez comprimido.

~ 37 ~
Empates mal hechos pueden producir sobrecalentamientos en los hilos del conductor
durante la operación de la línea, que pueden debilitar el cable.
Los componentes o grasa para juntas deben llenar los espacios vacíos internos de las
mangas, con lo cual se mejora la conductividad eléctrica de la unión y se previene contra la
corrosión.
Existen también los empalmes modernos “implosivos” que se realizan a través de una
pequeña explosión. Para este tipo de empalme debe también tenerse cuidado con la grasa
protectora que traen algunos cables de acero, la cual debe limpiarse para garantizar una
adecuada adherencia. Estos empalmes son sumamente seguros y prácticos y permiten
ahorrar mucho tiempo y hacer las operaciones constructivas mucho más eficientes.
Al realizar un empalme deben conectarse temporalmente los extremos abiertos con un cuello
("jumper") o aterrizarse. Esto evitará accidentes por descargas eléctricas en el caso de que
el personal esté en serie con la línea,
En ningún caso los empates deben quedar a menos de 20 metros de una torre de
suspensión y es recomendable que se alejen a por lo menos 40 metros.
No deben quedar empates en cruces de autopistas, ferrocarriles, líneas de transmisión,
líneas de distribución importantes, ríos caudalosos, etc.
En cada vano se permite como máximo un empate o manga de compresión. No se permiten
empates en vanos con torres de remate o ángulo.
2.12 Unión de Secciones
Una vez que al conductor es jalado a su posición final, uno de los extremos se fija en un
remate intermedio, se une al cable anclado de la sección anteriormente flechada, y el otro
extremo se traslada hacia la unidad de flechado.
Conforme se tensa el cable, se va liberando el extremo del anclaje, de manera que las
tensiones de las dos secciones se vayan equilibrando.

~ 38 ~
Proceso de Unión de dos Tramos de Tensado
Figura Nº 17
Figura Nº 18

~ 39 ~
Figura Nº 19
Figura Nº 20

~ 40 ~
Figura Nº 21
Nota: En este paso debe mantenerse en posición vertical la cadena de suspensión de la
última torre grapada, e ir aflojando el cable de la polea invertida, conforme se afloja el tecle,
para que la línea se levante y vayan equilibrando las tensiones, tensando el tramo desde el
otro extremo del tramo tendido.
Figura Nº 22

~ 41 ~
Para controlar ésta operación, los aisladores en suspensión de la penúltima torre de la
sección anterior, que es en realidad la última torre grapada, deben permanecer en posición
vertical. Esto se puede lograr también con un ancla desde el brazo de la torre hasta el cable.
Si no se tiene este cuidado, al jalarse el conductor de la sección anterior previamente
flechada hacia la sección que está en proceso de tensado, la penúltima cadena perderá su
verticalidad lo que alterará las tensiones horizontales y presentará diferencias durante el
flechado de la nueva sección.
También es posible medir el desplome de la cadena de la penúltima torre y calcular los
nuevos ajustes para el correcto tensado de la sección.
En esta operación debe revisarse y calcularse la capacidad de las anclas de los conectores y
de los equipos de retensión y tensado, incluyendo “tirfors”, “come alones”, “pul lift”, etc, de
manera que tengan un adecuado factor de seguridad.
2.13 Refuerzos Transitorios
En algunas ocasiones especiales durante las operaciones de tendido y tensado de los
cables, se generan cargas constructivas que pueden ser mayores a las cargas de diseño.
Esto generalmente es producido cuando se presentan grandes vanos o grandes diferencias
de elevación en el terreno, que causan que el cable se deslice en las poleas durante la etapa
constructiva. También se pueden producir sobrecargas por una incorrecta ubicación de los
equipos de tensado o el uso de poleas inadecuadas.
En estos casos es necesario estimar las posibles cargas sobre las torres para determinar
aquellas sometidas a esfuerzos críticos.
En caso necesario deben colocarse refuerzos temporales en los brazos de las torres, tales
como anclas hacia la cúspide, lo que representa una medida de seguridad muy convincente
y económica. Se recomienda que estos casos la revisión se haga en conjunto con el
diseñador estructural.
2.14 Planos
Todos los detalles del proceso de tendido y tensado, tales como las indicaciones de las
secciones de jalado, la ubicación de los anclajes y de los equipos, la ubicación de los
empalmes, la longitud de las colas, la tensión de tendido, los obstáculos que cruzan la línea,
los accidentes geográficos, las longitudes de los vanos, la distancia que cubre cada carrete,
su numeración y orden de tendido por fase, la indicación de las torres de desvío, los tramos

~ 42 ~
de flechado y los vanos de control, es conveniente que se indiquen en un plano perfil de la
línea a escala 1:12500 horizontal y 1:1250 vertical.
De esta forma se tendrá un mejor panorama de las operaciones constructivas, lo que
permitirá prever más fácilmente los problemas y realizar una planificación más eficiente del
proceso constructivo y representan una guía muy valiosa para el personal de campo y los
inspectores.
Algunos constructores de líneas utilizan tablas especiales que resumen todas las
operaciones constructivas y son el producto de todo el proceso de cálculos constructivos y
planificación del proceso de tendido de conductores (ver anexo 2 A)
2.15 Procedimientos de Seguridad
Los requerimientos mínimos de seguridad incluyen el aterrizar todas las máquinas
involucradas en el tendido, el cable guía e instalación de tierras viajeras en todas las líneas
conductivas en frente de la tensadora y la frenadora.
Debe tenerse especial cuidado si en las proximidades hay líneas energizadas que puedan
provocar descargas o inducciones.
El grado de protección depende de las condiciones de cada proyecto y los riesgos deben ser
evaluados en cada caso por los supervisores.
Las principales causas que originan riesgos de descargas eléctricas son:
a) Cargas inducidas en la línea por líneas vecinas energizadas.
b) Fallas causadas por contacto accidental o arqueo entre la línea y líneas vecinas
energizadas.
c) Cargas estáticas inducidas por condiciones atmosféricas.
d) Un error en el cual la línea se energiza accidentalmente.
e) Un rayo que caiga sobre la línea.
f) Exceso de confianza al suponer que una línea esta fría sin haberlo verificado.
Por estas razones se hace necesario crear rutas a tierra de baja resistencia para proteger los
equipos y el personal.

~ 43 ~
Para ello, es importante tomar en cuenta las condiciones del suelo. En áreas de arena, grava
o roca pueden presentarse condiciones adversas de aterrizamiento causadas por la
resistividad del suelo.
Para aterrizar los equipos en arena o grava, se pueden usar varillas de tierra con
extensiones o varias varillas unidas entre si por cables, formando una malla. En roca se
pueden usar grupos de varillas en el mejor sitio disponible, a una distancia razonable. Las
anclas no deben nunca usarse como tierras.
Para mejorar la conductividad y los contactos todas las conexiones y superficies deben estar
limpias.
Los cables de “aterrizamiento” deben ser CONECTADOS PRIMERO A LA TIERRA
(TORRE, VARILLA, ETC) Y LUEGO AL OBJETO QUE VA SER ATERRIZADO. Cuando se
quite la “tierra” debe seguirse el orden inverso, o sea que LA TIERRA DEBE SER
REMOVIDA DEL OBJETIVO ATERRIZADO PRIMERO Y LUEGO DEL MECANISMO DE
ATERRIZAJE. Esta sencilla regla puede evitar accidentes fatales productos de un mal
procedimiento.
En zonas urbanas conviene poner cercas temporales en el área aterrizada para restringir la
entrada de extraños.
Cuando se tiende cable en las proximidades de líneas energizadas, se deben colocar tierras
viajeras adicionales a una distancia máxima, una de la otra, que no exceda los 3 km.
Además, las tierras viajeras deben instalarse a una distancia razonable en cada lado de un
cruce con una línea de alta tensión, preferiblemente en las torres adyacentes.
Las pastecas de tierra (“tierras viajeras”) tienen un sentido dado para colocarlas, que es
usualmente hacia el extremo de jalado. Estas pastecas deben aterrizarse a la torre o a una
varilla de tierra. Las pastecas de tierra además protegen los equipos de tendido y el forro de
las poleas del conductor.
El personal NUNCA DEBE ESTAR EN SERIE con una guía, o extremo de tierra.
Cuando se van a empatar los extremos del conductor deben tomarse cuidados para evitar
que el personal accidentalmente quede en serie entre los dos extremos del cable, o en serie
a tierra con cualquiera de los extremos.
Esto puede evitarse si se aterrizan ambos extremos del cable a una varilla o se coloca un
"JUMPER" (cuello) entre los dos extremos abiertos. Si hay riesgos de descargas eléctricas,
todo el equipo de retensión y compresión debe aterrizarse a varillas de 'tierra, formando un
cuadrado de 3 m x 3 m. Dentro de esta área se realiza todo el trabajo de los empalmes.
En casos extremadamente críticos debe usarse una malla de tierra donde todas las varillas
estén interconectadas con el "jumper", uniendo los dos extremos del cable a empatar.

~ 44 ~
Se debe mantener a toda costa la continuidad de las tierras, de manera que líneas y equipos
estén siempre aterrizados cuando los cables se transfieren entre piezas de equipo o entre
este y las anclas. Si hay necesidad de mover una tierra existente, antes de removerla, el
personal debe instalar sus propias tierras para asegurarse que no se pondrá en serie con el
conductor o línea que va a ser transferida.
Es una norma de seguridad obligatoria en algunos países aterrizar los conductores a la torre
en ambos lados antes de hacer los "Jumpers" en un remate, antes de la operación de
grapado y la colocación de amortiguadores.
2.16 Manejo e inspección de cable
Las siguientes precauciones deben de tenerse en cuenta para manejar los carretes de cable:
1) Usar grúas o métodos similares para descargar los carretes. Nunca dejarlos caer.
2) Examinar e inspeccionar los carretes antes de usarlos para observar posibles daños y
detectar clavos u otros objetos punzantes que puedan dañar el cable. Hacer siempre un
reporte a la Oficina.
3) El carrete debe siempre rotar libremente cuando se desenrolla el cable.
4) Cuando se almacenan carretes, estos no deben estar en contacto con el suelo. Se
recomienda montar los carretes sobre madera y en un área techada para evitar su deterioro
por humedad.
5) No debe permitirse que camiones, grúas u otros vehículos pasen sobre el cable.
6) Si el cable está muy dañado, "encocado", roto o muy aplastado, se debe cortar la
sección dañada y empatarse de nuevo. En daños menores pueden usarse mangas de
reparación.
7) Controlar la velocidad del carrete para eliminar las “cocas” y el efecto de "jaula de
pájaro". Usar siempre portacarretes con freno.
8) Para sujetar el cable, asegurarse de agarrar todos los hilos del conductor.
9) Debe protegerse el cable para evitar que pegue en objetos extraños como cercas de
alambre, rocas u otros objetos filosos, que puedan dañarlo.
10) Usar "camalanes" apropiados para jalar o retener el cable (largos, parejos, con
superficie suave, rectos y con mandíbulas paralelas). Nunca utilizar "camalanes" con dientes
o ranuras muy pequeñas pues éstos pueden rayar y dañar el cable. Tampoco usar poleas
sin forro o en mal estado.

~ 45 ~
11) Cortar las cocas cortas o partes del cable que estén torcidas y luego empatar de
nuevo. Evitar cualquier intento de enderezar las torceduras del cable en longitudes
pequeñas.
12) Usar pastecas con diámetros adecuados, ejes lubricados, forro en buen estado y bien
alineadas. Eliminar o reparar las dañadas.
13) Dejar los "jumpers" adecuadamente ajustados. Evitar tensarlos demasiado.
14) Usar herramientas, herrajes, equipos, mangas y accesorios adecuados en tamaño y
tipo según el conductor, siguiendo las instrucciones de los fabricantes. Nunca usar un tipo
recomendado para una clase de conductor, en otro tipo diferente.
2.17 Criterios para usar mangas de reparación
En conductores ACSR se pueden usar mangas de reparación, del tipo de compresión, para
reparar daños menores, siempre y cuando se den las siguientes condiciones:
a) Cuando no haya daño en los hilos de acero del cable ACSR.
b) Que no presenten hilos de aluminio reventados.
c) Cuando no más de un tercio de los hilos de aluminio de la capa exterior estén
dañados en una longitud menor a 10 cm (4").
d) Que el área de la sección transversal de cualquiera de los hilos de aluminio dañados
no estén reducidos en más de un 25%.
e) Cuando en un máximo de un 10% de la longitud total del conductor, la distancia
mínima entre 2 mangas de reparación (o varillas preformadas), o entre la manga de
reparación y un empate, no es menor que la longitud aleatoria mínima del conductor, como
se indica en las especificaciones.
f) En un máximo de un adicional 10% de la longitud total del conductor, se puede usar
una manga de reparación en cada longitud de conductor, igual o mayor a la longitud
estándar del conductor, como se indica en las especificaciones, siempre y cuando la
distancia de la manga de reparación a la manga de empate más cercana no sea menor que
1/4 de la longitud estándar especificada.
Si estas condiciones no se cumplen, no deben utilizarse mangas de reparación, debe
eliminarse el daño y empatarse el cable.

~ 46 ~
CAPITULO
III
EQUIPOS DE TENDIDO DE LINEAS
3.1 Carretes y Portacarretes
La mayoría de los carretes para cable no están diseñados para resistir las
fuerzas de frenado durante el tendido, por lo que no se puede tender cable
con tensión saliendo directamente del carrete. El portacarrete, sin embargo,
puede disponer de un freno para evitar que rote a exceso de velocidad. Si
el portacarrete no es autocargable se deberá usar algún mecanismo de
izaje, tomándose precauciones para no dañar el carrete ni el cable.
Cuando se usan helicópteros en el tendido, se coloca la guía cerca de su
centro de gravedad, equipándose con un mecanismo automático que suelta
el cable rápidamente en caso de emergencia. Normalmente se usa cable
guía sintético.
3.2 Capacidad de los carretes
En la figura Nº 23 se presenta una tabla (Tabla Nº 5) para calcular
aproximadamente la longitud de cable enrollada en un carrete típico.
3.3 Características de los tambores de los equipos de tendido
En los tambores de la tensadora y frenadora, la profundidad de los canales
no es crítica. Es satisfactorio y suficiente usar profundidades de canal del
orden de 0.5 veces o más el diámetro del conductor y con ángulos de las
paredes de 5º a 15º.
El número de canales debe ser suficiente para prevenir que las capas
exteriores del cable se deslicen respecto a las capas internas (5 vueltas es
aceptable).
El diámetro mínimo del tambor depende del diámetro del conductor y del
número de capas de aluminio. Por ejemplo para un cable 636 MCM el
diámetro del tambor debe ser de por lo menos 35" (89 cm). Para un cable
795 MCM (26/7) el diámetro del tambor es de aproximadamente 1,00m.
La siguiente tabla (Tabla Nº1) puede ser usada como referencia para los
valores mínimos permisibles en el equipo de tendido, aplicable a otros
diámetros de cables:

Capítulo III: Equipos de Tendido
~ 47 ~
Tabla Nº 4
Diámetro
Conductor
Diámetro Mínimo
Exterior Tambores
 Mínimo
de vueltas
Espesor min.
forro neopreno
Min. Tensión
de trabajo
24, 4 mm 66 cm 4 ½ 6,35 mm 682 kgs
35, 3 mm 107 cm 4 ½ 7,94 mm 2273 kgs
50, 8 mm 183 cm 5 11, 11 mm 9091 kgs
El radio mínimo del canal debe ser 0.525 veces el diámetro del cable DC. El radio máximo
1.10 veces el DC. Tambores gemelos deben estar alineados con una diferencia máxima de
un 1/2 del espaciamiento del canal.
El forro de los canales puede estar hecho de uretano o neopreno, pero en ningún caso se
puede suponer que producen un buen aterrizamiento. No es recomendable usar tambores
con canales tipo V.
3.4 Relación de capacidades- Factor de Seguridad
El equipo de frenado debe tener similar capacidad al equipo de jalado. En ambos debe
usarse como mínimo un factor de seguridad de 2.
El sistema tensadora-freno debe ser capaz de mantener una tensión controlable y constante,
sin jalonazos repentinos o frenazos. Es conveniente que estas máquinas tengan indicadores
de capacidad (tensión) y limites de cargas de seguridad.
La capacidad de la frenadora y tensadora depende del tipo de cable a usar, peso y longitud
de la sección de tendido, de la topografía y de la tensión de tendido. Los equipos utilizados
en terrenos planos con buenos accesos, como los que se presentan en la mayoría de los
casos en USA, son pesados y en general muy diferentes a los utilizados en países con
topografías muy quebradas, donde el equipo debe ser liviano y fácil de trasportar a los sitios
(tipo remolque).
Ambos equipos deben tener sistema de frenos para mantener la tensión constante cuando
están parados. Algunos traen tambores fácilmente removibles para transportarlos o
intercambiarlos.
Normalmente la frenadora del hilo guarda es un equipo independiente.

~ 48 ~
3.5 Bobinado de tambores y carretes
Como se puede apreciar en la figura Nº 31 (pág. 75) hay dos formas en que los alambres del
cable pueden estar orientados:
 a) orientación izquierda o;
 b) orientación derecha.
Los cables de orientación Izquierda (hilos guarda) deben arrollarse en los carretes o
tambores de derecha a izquierda, como lo muestra el dibujo, siguiendo la regla de la mano
izquierda.
Los cables de orientación derecha (aluminio) deben ser arrollados siguiendo la regla de la
mano derecha, de izquierda a derecha.
Para los cables normales (aluminio), que tienen una orientación derecha de los hilos
exteriores, los tambores deben ser arreglados de manera que estando de frente a la
dirección de jalado, el cable conductor entre en el tambor por la izquierda y salga por la
derecha por la parte superior. Para conductores con orientación de hilos izquierda se sigue
el procedimiento inverso.
Estos procedimientos son importantes porque anulan o minimizan la tendencia de las capas
exteriores a abrirse, cuando el cable pasa por los tambores, lo cual es particularmente cierto
para cables de gran diámetro con muchas capas de hilos, donde se puede producir el
fenómeno de "jaula de pájaro".
Figura Nº 23
Capacidad del Tambor
Cable de Acero
  3.281(m)
K
B
A
D
A
L 


K= Constante, está tabulada
seguidamente y se obtiene de la
división de 0.261 pie/plg3, entre la
sobre medida de diámetro del
alambre al cuadrado.
A, B y D están dados en pulgadas

Capítulo III: Equipos de Tendido
~ 49 ~
Cable Plástico
  )
(
281
.
3
2
.
15 2
2
2
m
d
D
H
B
L 


d= Diámetro de cable
Tabla Nº 5
Tabla para calcular longitud de cable en carretes
Diam. Nominal
Cable
K
pie/pulg3
Diam. Nominal
Cable
K
pie/pulg3
Diam. Nominal
Cable
K
pie/pulg3
1/16 49.8 1/2 .925 1 3/8 .127
3/32 23.4 9/16 .741 1 1/2 .107
1/8 13.6 5/8 .607 1 5/8 .0886
5/32 8,72 11/16 .506 1 3/4 .0770
3/16 6.14 3/4 .428 1 7/8 .0675
7/32 4.59 13/16 .354 2 .0597
1/4 3.29 7/8 .308 2 1/8 .0532
5/16 2.21 1 .239 2 1/4 .0476
3/8 1.58 1 1/8 .191 2 3/8 .0419
7/16 1.19 1 1/4 .152 2 1/2 .0380

~ 50 ~
Figura Nº 24
BOBINADO DE CARRETES O TAMBORES
Orientación Izquierda Orientación Derecha
Enrollado por
encima
Enrollado por
debajo
Mano izquierda – Orientación izquierda,
el índice arriba, pulgar a la derecha
Mano derecha – Orientación derecha,
el índice arriba, pulgar a la izquierda

Capítulo IV: Poleas
~ 51 ~
CAPITULO
IV
POLEAS
4.1 Selección de poleas- Características Técnicas
Las poleas son uno de los elementos más importantes durante las
labores de tendido y tensado de conductores. El éxito que se obtenga
depende, de que se haya seleccionado las poleas apropiadas, del buen uso
que se les dé, así como de su adecuado mantenimiento.
4.1.1. Diámetro de la polea
Entre mayor diámetro tenga la polea más ventajas se obtendrán. La única
desventaja es el peso y el costo extra.
Las principales ventajas de incrementar el diámetro de las poleas son:
1) Al incrementar el diámetro (Ds), se reduce la cantidad de movimiento
relativo entre los alambres individuales del conductor, lo que reduce la
cantidad de energía requerida para doblar y desdoblar el cable alrededor
de la polea. Esta fuerza retarda el paso del cable, en la misma forma en
que lo hace la fricción en los ejes de la polea.
2) La presión de contacto entre los hilos de las capas del conductor
disminuye y por tanto, se reduce la posibilidad de daño en el cable por
aplastamiento de los hilos.
3) La fuerza requerida para vencer la fricción en el eje se reduce debido al
mayor brazo de palanca.
4) El número de giros y la velocidad de rotación se reducen de manera,
que las poleas se hacen más estables y seguras y el desgaste en el eje y
en el forro del canal se disminuye.
Para vanos pequeños en secciones planas, con tendidos de menos de 3
Km, el diámetro de la polea, medido en la base del canal, se calcula por la
fórmula:
Diámetro polea: Dc
12
cm
20
-
Dc
20
(mínimo)
Ds 


~ 52 ~
Donde:
Ds= diámetro polea (cm)
Dc= diámetro del conductor (cm)
Las poleas no deben medir en ningún caso menos de 12 veces el diámetro del cable,
(medido a la base del canal).
Para tramos de tendido de más de 3 km o en terreno quebrado, el diámetro mínimo de la
polea se calcula por la fórmula:
s
centímetro
10
-
Dc
20
(min)
Ds 
En casos extremadamente excepcionales, la precisión del flechado puede requerir diámetros
de poleas equivalentes a 20 veces el diámetro del conductor.
4.1.2. Configuración del canal
El radio mínimo de curvatura del canal, "Rg", debe ser 1.10 veces el radio del conductor.
Figura Nº 25
Rg min = 0.55 Dc
Rg max = 1.10 Rc

~ 53 ~
Estos datos son aplicables a conductores con 1 ó 2 capas de hilos de aluminio. Entre más
capas haya, mas importante es mantener el conductor dentro de un canal apropiado,
aumentando su curvatura.
La altura del canal, Dg, debe ser por lo menos un 25% mayor que el diámetro del conductor.
Dc
1.25
mínimo
Dg 
Los lados del canal deben tener una inclinación  de 15° a 20º, desde la vertical, para
garantizar que el conductor se mantenga dentro del canal, especialmente en las torres con
ángulos.
Aunque la garganta de la polea sea grande, es recomendable no pasar los empates por ellas
(solo los sacavueltas y medias), ya que los empates se pueden dañar si no han sido
diseñados para tal fin.
4.1.3. Ejes y Lubricación
Los ejes deben ser preferiblemente del tipo de bola o roles, con buena lubricación.
El lubricante debe adecuarse al rango de temperatura en que se trabajará. Si los ejes no son
sellados, debe tenerse el cuidado de mantener una lubricación con el mismo tipo de grasa.
La mezcla de grasas de diferente tipo, por ejemplo con bases de litio y calcio, pueden causar
la degradación del lubricante y la falla subsecuente del eje. Los ejes, deben tener suficiente
capacidad de resistir cargas estáticas o dinámicas sin dañarse, razón por la cual la
lubricación es tan importante.
Además, poleas bien lubricadas aumentan la eficiencia de la tensadora y la precisión del
flechado.
A continuación se presentan un ejemplo de las especificaciones de la grasa recomendada
para la relubricación.
TIPO GRASA  3
TIPO DE DILU YENTE BENTONE
MATERIAL BASE SINTÉTICO
VISCOSIDAD 43 CS (a 38º C)
RANGO DE TEMPERATURA De – 29º C a + 316º C
Esta grasa es recomendada para aplicaciones que requieran resistencia al agua y protección
contra la corrosión.

~ 54 ~
4.1.4. Periodicidad de la lubricación
Las poleas deben lubricarse después de cada 800 km de conductor tendido. Si se trabaja en
condiciones ambientales adversas, (el caso de Costa Rica con lluvias continuas), la
relubricación debe hacerse cada 6 meses.
4.1.5. Forro del canal
El forro provee un colchón que incrementa el área de contacto y disminuye la posibilidad de
dañar el conductor.
El elastómero usado en el forro de las poleas, debe ser capaz de soportar las temperaturas
anticipadas sin que se ponga frágil o que se desarrollen áreas aplastadas permanentes.
Además, debe ser lo suficientemente duro para que tenga una vida larga y resistencia
adecuada al desgaste.
Hay dos tipos de material usado para el forro:
a) NEOPRENO
b) URETANO
El Uretano es mucho más duro que el neopreno, tiene más resistencia al desgaste y soporta
mayor presión de contacto.
El neopreno es más conductivo (está dentro de las llamados forros semiconductivos), lo cual
mejora las condiciones de aterrizamiento de las poleas.
El recubrimiento debe ser más grueso en el fondo del canal, donde el espesor mínimo debe
ser de 6, 4 mm.
4.1.6. Características Eléctricas
Ni las poleas con forro o sin él, garantizan seguridad desde el punto de vista de
aterrizamiento. La razón de esto se debe a que la grasa de los ejes no provee la suficiente
conductividad y puede dañarse con el paso de una corriente relativamente pequeña. Aún el
mismo neopreno puede quemarse con solo 20 miliamperios de corriente.
Si se trabaja bajo el riesgo de inducción de otras líneas de alto voltaje, es mejor drenar las
cargas eléctricas Inducidas en las líneas, por medio de "poleas viajeras”. Esta es la única
forma segura de aterrizar eficientemente el conductor.
Las poleas o "tierras viajeras", aterrizan el cable en puntos intermedios, colocados cada 3 o
4 kilómetros. Las tierras viajeras tienen un mecanismo de ajuste de la tensión que permite el
paso de los sacavueltas.

~ 55 ~
4.1.7. Materiales y Construcción
La mayoría de las poleas son hechas de materiales resistentes y livianos.
Lo común es que se use aluminio o aleaciones de alta resistencia, de aluminio y magnesio.
Lo cual produce poleas livianas.
Las poleas requeridas para trabajos especiales, en que se usen “contratiros” o aparejos
deben ser de acero, ya que las cargas involucradas pueden llegar a valores altos.
4.1.8. Otros tipos de poleas
Para trabajos especiales se han desarrollado tipos especiales de poleas.
Por ejemplo, cuando se tienden cables con helicóptero, se usan poleas con una especie de
bracito, que funciona como un embudo que dirige el cable hacia el interior de la polea (no se
requiere que haya personal en las torres).
Estas piezas se pintan con colores brillantes para que puedan verse fácilmente desde el
helicóptero.
Este tipo de poleas son direccionales y debe tenerse cuidado de orientarlas correctamente.
4.2 Cálculo de cargas en poleas
Presentaremos un método que permite calcular la carga real sobre las poleas y estructuras
de anclajes durante el tendido.
Si todas las torres están a la misma elevación y no hay ángulos en la línea, solo será
necesario calcular la primera y la última polea.
Sin embargo, en terreno quebrado y con ángulos, será necesario calcular otros puntos,
especialmente en las torres que quedan a mayor elevación.
Este método es aproximado porque utiliza ecuaciones parabólicas y no hiperbólicas y se
desprecia la flecha entre la tensadora y la primera torre (valores ligeramente menores a los
reales).

~ 56 ~
Figura Nº 26
Donde:
d= distancia de la tensadora o frenadora a la primera torre.
B= diferencia de altura desde el soporte del cable en la torre al nivel de la tensadora o freno.
f= flecha durante la operación de tendido.
h
 = Diferencia de elevación en el vano (entre soportes del cable).
= ángulo del cable respecto a la horizontal, desde tensadora o  frenadora.
= ángulo tangente a la dirección de salida del conductor.
= ángulo de desvío en la línea
a= longitud del vano
Rh= carga horizontal en la polea (cuando hay ángulo en la línea)
Rv= carga vertical en la polea
Rt= carga total en la polea
T= tensión total en el cable
Nota: Se desprecia la flecha entre la tensadora y la torre.
Ejemplo: Calcule las cargas en las poleas para las siguientes condiciones:
d = 90 m f = 7, 4 m
B = 30 m T = 2 500 Kgs
a = 300 m = 8º
h
 = 50 m
ß°
f
PLANTA

a

°
d
h
T
B

~ 57 ~
Cálculo ángulo alfa:
º
43
.
18
:
333
.
0
90
30
tan 


 

d
B
Cálculo ángulo:
º
86
.
14
:
265
.
0
300
40
.
7
*
4
50
4
tan 





 

a
f
h
El ángulo de entrada del cable a la torre, desde la tensadora o frenadora, es de 18,43° y el
de salida es de 14.86º.
  º
29
.
33
º
86
.
14
º
43
.
18 


 

La polea intersectará el ángulo total de 33.29º, (ángulo promedio de 16,65º a cada lado):
Cálculo de Rv y Rh:
 
2
Sen
*
T
*
2
Rv

 

2
Sen
*
T
*
2
Rh


16.65
Sen
*
2500
*
2
Rv 
 4º
Sen
*
2500
*
2
Rh 
kgr
1.432,62
Rv  kgr
348.78
Rh 
Kgr
.474,47
1
348.78
1432.62
Rt
RH
Rv
Rt 2
2






4.3 Eficiencia de las poleas durante el tendido
La eficiencia de las poleas tiene una gran importancia durante el tendido. Para determinar la
eficiencia es necesario previamente calcular la cantidad de fuerza aplicada y la tensión que
se requiere para colocar el cable.
Para un vano a nivel, este cálculo puede ser hecho, en una forma aproximada, con la
fórmula:
8f
a
w
H
2


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