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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
XVII PROGRAMA DE TITULACIÓN PROFESIONAL POR ACTUALIZACIÓN DE CONOCIMIENTOS EN
INGENIERÍA ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES
MSc Ing. Moisés Ariste FLORES TINOCO. DOCENTE FIEE – UNICCCCCCCCCCC
Setiembre 2012
“Año de la Integración Nacional y Reconocimiento de Nuestra Diversidad”
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES
PRESENTACIÓN
La presente información, preparada para el XVI Programa de Titulación
Profesional por Actualización de Conocimientos en Ingeniería Eléctrica,
Electrónica y Telecomunicaciones, tiene por objetivo proporcionar a los
egresados de la FIEE – UNI, especialidad de Ingeniería Eléctrica, los
conceptos básicos que deben tener en cuenta en su actividad profesional
referido al diseño, construcción y explotación de las Líneas de Transmisión en
Alta Tensión, que constituyen la columna vertebral del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional, SEIN.
En las exposiciones se reforzarán y clarificarán los conceptos teóricos y sus
aplicaciones prácticas para que sean de utilidad en el mejor desempeño
profesional, teniendo como marco de referencia el Syllabus del curso; como
toda obra humana, es posible mejorarlo con las sugerencias y aportes de los
ingenieros y técnicos relacionados con la transmisión de energía eléctrica que
deseen compartir sus conocimientos que contribuyan a solucionar algún
problema de la sociedad y para el desarrollo de nuevos conocimientos.
MSc Ing. Moisés Ariste FLORES TINOCO Docente Asociado FIEE – UNI
Lima, Setiembre 2012
UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
PROGRAMA DE TITULACIÓN PROFESIONAL POR ACTUALIZACIÓN DE CONOCIMIENTOS EN INGENIERÍA ELÉCTRICA,
ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES
SYLLABUS
CONTENIDO Capítulo 1.- CARACTERISTICAS GENERALES DE LOS SISTEMAS DE
TRANSMISION. Sistemas de Transmisión de Energía. Componentes. Normatividad: Aspectos Ambientales, Restos Arqueológicos y Servidumbre. Ruta de las Líneas de Transmisión. Capítulo 2.- ASPECTOS MECANICOS DE LINEAS DE TRANSMISION. Ecuaciones matemáticas y la catenaria, Ecuación de Cambio de Estado (ECE), Aplicaciones: selección del esfuerzo de templado, flecha máxima y máximos esfuerzos y tabla de flechado y templado. Capítulo 3.- SOPORTES DE LINEAS DE TRANSMISION. Clasificación, Características de Soportes en el Perú, Vano peso y vano gravante, Cálculo de árboles de carga. Capítulo 4.- ASPECTOS ELECTRICOS EN LINEAS DE TRANSMISION. Comportamiento en estado estable, Resistencia, Inductancia, Cálculos para soportes típicos en el Perú, Cálculo de eficiencia y de regulación. Capítulo 5.- PERDIDAS ELECTRICAS. Perdidas longitudinales: Pérdidas Joule Pérdidas transversales: El Efecto Corona y Superficiales. Capítulo 6.- FUNDAMENTOS DE DISEÑO Y SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO. Sobretensiones, Cálculo de la cadena de aisladores, Coordinamiento del aislamiento. Capítulo 7.- SOFTWARE PARA EL DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LINEAS DE
TRANSMISION. Cálculo Estructural de Soportes SAP 2000. Distribución Optima de Estructuras DLTCAD. Digsilent.
Procedimiento aplicado en la construcción de una línea de transmisión en alta tensión.
1
2
Capítulo I
CARACTERÍSTICAS GENERALES DE
LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN
OBJETIVOS:
Mostrar en forma resumida las características generales de los sistemas
eléctricos de potencia en especial el Sistema de Transmisión, las etapas desde
la generación de energía hasta su distribución a nivel de usuario, determinación
de la tensión óptima, componentes de transmisión, normatividad referida al
sector eléctrico, medio ambiente, conservación del patrimonio cultural (restos
arqueológicos), y estudio de ruta de Líneas de Transmisión.
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INDICE
1. Sistemas Eléctricos
1.1 Sistema de Generación
1.2 Sistema de Transmisión
1.3 Sistema de Distribución
2. Componentes de Líneas de Transmisión
3. Niveles de tensión normalizadas en el Perú.
4. Tensión Optima de Operación
5. Normatividad: 5.1 Normas referidas al Sector Eléctrico 5.2 Normas referidas al Medio Ambiente 5.3 Normas referidas a la Imposición de Servidumbre 5.4 Normas referidas al Patrimonio Cultural (Conservación de Restos
Arqueológicos)
6. Estudio de Rutas de una Línea de Transmisión.
4
1. SISTEMA ELÉCTRICO
1.1 SISTEMA DE GENERACIÓN
Es aquel constituido por el conjunto de instalaciones destinadas a
producir energía eléctrica, cualquiera sea la fuente y
procedimiento empleado para ello, abarca tanto las centrales
eléctricas como las subestaciones elevadoras.
Central Hidroeléctrica del Mantaro
Imagen ilustrativa: Sistema Eléctrico
5
Central hidroeléctrica del Mantaro
1.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN
Es el conjunto de instalaciones para el transporte de energía
eléctrica producida por el Sistema de Generación hasta que llegue
al sistema de distribución y a su vez comprende:
I. Sub Sistema de Transmisión :
Es aquel que está destinado al transporte de la energía eléctrica
suministrada a altas tensiones por un sistema de generación,
generalmente a grandes distancias, hasta su entrega a un sistema
de sub sistema de transmisión, sistema de transmisión y/o al
sistema de distribución, abarca tanto las redes como las sub
estaciones intermedias y/o finales de transformación (U>60 kV)
II. Sub Sistema de Sub Transmisión:
Es aquel destinado a transportar la energía eléctrica suministrada
por un sistema de generación y eventualmente por un sub-
sistema de transmisión a un sistema de distribución y/o a uno o
más usuarios, abarca tanto las redes como las subestaciones
intermedias y/o finales de la sub - transmisión (30 kV <U< 60 kV)
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SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA NACIONAL AÑO 2009
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1.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Es aquel conjunto de instalaciones de entrega de energía
eléctrica a los diferentes usuarios y comprende:
1. Sub sistema de distribución primaria:
Es aquel destinado a transportar la energía producida por un
sistema de generación , utilizando eventualmente un sistema de
transmisión, y/o un sub sistema de transmisión, a un sub sistema
de distribución secundaria, a las instalaciones de alumbrado
público y/o a las conexiones para los usuarios, comprendiendo
tanto las redes como las subestaciones intermedias y/o finales de
transformación.
(1 kV<U<30 kV)
2. Sub sistema de distribución secundaria:
Es aquel destinado a transportar energía eléctrica normalmente a
bajas tensiones (Inferiores a 1 kV) desde un sistema de
generación, eventualmente a través de un sistema de generación
y/o sub sistema de distribución primaria, a las conexiones. Abarca
cables y/o conectores y sus elementos de instalación.
3. Instalación de alumbrado público:
Conjunto de dispositivos necesarios para la iluminación a vías y
lugares públicos, abarcando las redes y las unidades de
alumbrado público.
4. Conexiones:
Conjunto de elementos abastecidos desde un sistema de
generación, un sistema de transmisión o sistema de distribución
para la alimentación de los suministros de energía eléctrica
destinados a los usuarios, incluyendo las acometidas y las cajas
de conexión , de derivación y/o toma , equipos de control,
limitación registro y/o medición de la energía eléctrica
proporcionada.
5. Punto de entrega
Constituido por equipos de control, limitación, registro o medición
de la carga
8
2. COMPONENTES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Para operar adecuadamente la línea de transmisión dentro del sistema
eléctrico de potencia, es indispensable su correcto diseño eléctrico y
mecánico, así como dimensionar y seleccionar adecuadamente cada
uno de sus componentes, que se detallan seguidamente:
CONDUCTOR:
Los conductores empleados en las líneas de transmisión aéreas son del
tipo cableado y desnudo; se usan con mayor frecuencia los fabricados a
base de aluminio, apreciamos sus formas y denominaciones.
Recientemente se están empleando conductores compactos para reducir
las pérdidas de potencia debido a la contaminación en zonas costeras.
SOPORTES:
Las características geográficas de la ruta de la línea, determinan las
características de la torre a utilizar. Existen básicamente dos tipos de
estructuras: Suspensión y Anclaje, y generalmente en una línea existen
61 STRAND 61 STRAND
Aluminio Puro
(AL)
Aleación de Aluminio
(ALDREY)
63/28
Aleación de Aluminio y
Aluminio Puro
(ACAR)
54 Al / 19St.
Aluminio Puro con refuerzo
de acero (ACSR)
Aleación de Aluminio en la parte central
con hebras circulares y aluminio puro
externo con hebras trapezoidales.
Conductor compacto de cuerpo liso tipo
TRAPEZOIDAL
Aleación de Aluminio en la parte central
con hebras circulares y aluminio puro
externo con hebras de sección “Z”.
Conductor compacto de cuerpo liso tipo
AERO Z.
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ESTRUCTURA
DE SUSPENSIÓN
ESTRUCTURA
DE ANCLAJE
Fundaciones
Aisladores
Cable de
Guarda
Amortiguador Ménsula
"Cuello
muerto"
TIPOS DE ESTRUCTURAS CON 1 TERNA
Puesta a tierra
75 a 80 % de estructuras de suspensión ó alineamiento y 20 a 25 % de
estructuras de anclaje ó ángulo, aunque existen algunas torres
particulares como son las de transposición y retención o fin de línea.
AISLADORES:
Las características eléctricas y mecánicas de los aisladores dependen
del material que están fabricados, la unión de cada aislador (plato) forma
la cadena, que unido a sus accesorios permiten la unión del conductor al
soporte, actualmente existe la tendencia a modernizar los aisladores
acorde con la evolución tecnológica.
FUNDACIONES:
En soportes metálicos (torres) encontramos básicamente dos tipos, el de
parrilla y el de concreto (dependiendo del tipo de suelo) que permiten la
estabilidad y solidez del soporte.
ACCESORIOS:
Está formado por la puesta a tierra instalada en cada estructura, pueden
ser jabalinas o contrapesos (cable subterráneo tendido). Cable de
guarda; cuya función principal es proteger los conductores de fase frente
a descargas atmosféricas. Accesorios de conductor y de cadena de
aisladores.
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3. NIVELES DE TENSIÓN NORMALIZADAS EN EL
PERÚ Nivel de tensión. Uno de los valores de tensión nominal utilizados en un sistema dado: Baja Tensión (abreviatura: B.T.): Conjunto de niveles de tensión utilizados para la distribución de la electricidad. Su límite superior generalmente es U ≤ 1 kV, siendo U la Tensión Nominal. Ejemplo: 380/220V, 440/220V Media Tensión (abreviatura: M.T.): Cualquier conjunto de niveles de tensión comprendidos entre la alta tensión y la baja tensión. Los límites son 1 kV < U ≤ 35 kV, siendo U la Tensión Nominal. Ejemplo 20.0 kV (NTP – IEC 60038) 22.9/13.2kV 22.9 kV 33/19kV 33 kV Alta Tensión (abreviatura: A.T.): En un sentido general, conjunto de niveles de tensión que exceden la baja tensión (en el contexto del Código Nacional de Electricidad-Utilización). En un sentido restringido, conjunto de niveles de tensión superior utilizados en los sistemas eléctricos para la transmisión masiva de electricidad. Con límites comprendidos entre 35 kV < U ≤ Ejemplo: 60kV, 138 kV, 220 kV Muy Alta Tensión (abreviatura: M.A.T.): Niveles de tensión utilizados en los Sistemas Eléctricos de Transmisión, superiores a 230 kV. Ejemplo: 500kV NOTA: Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011),
29.05.2011 Regla 017.A,
4. TENSIÓN OPTIMA DE OPERACIÓN En las redes de baja tensión no es posible modificar el voltaje de suministro
entre límites extensos, porque el valor conveniente viene fijado en el
reglamento sobre instalaciones eléctricas, y esto con objeto de evitar los
peligros inherentes al manejo de los receptores existentes en las viviendas.
Por el contrario, en las líneas de alta tensión, cuanto mayor es el voltaje
empleado se precisa de menor sección, pero a medida que aumenta la tensión
se hacen más costosos los aisladores, interruptores, trasformadores, etc.
Por lo cual nada se conseguirá con elevar la tensión desde el punto de vista
económico, si por otro lado habrá que encarecer el coste de los elementos que
integran la distribución; Deberá existir, por lo tanto, un valor determinado del
voltaje de trabajo, para el cual será mínimo el desembolso necesario al
establecimiento de la instalación. La selección de la tensión de trasmisión
depende mucho más de la densidad de consumo de la región atravesada que
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de la longitud total de la transmisión. Las densidades de consumo elevadas no
favorecen la tensión de transmisión elevada.
Por otra parte, parece lógico que debieran entrar también en consideración los
gastos de explotación del conjunto de las líneas, porque podría darse el caso
de que ciertos elementos de éstas tuviesen que ser amortizados en un plazo de
tiempo menor que cuando se adoptan tensiones más bajas o que exigieran
mayores gastos de entretenimiento, y entonces la instalación más económica
no daría lugar a la explotación más reducida. Sin embargo, como las tensiones
convenientes no pueden variar entre grandes límites, se admite que tanto los
gastos de entretenimiento como los de amortización no experimentan variación
alguna, y por ello no se tienen en cuenta en la determinación de la tensión más
económica.
CRITERIOS EMPLEADOS PARA DETERMINAR LA TENSIÓN OPTIMA DE
TRANSMISIÓN
TENSIONES:
Se entiende por “tensión nominal”, el valor convencional de la tensión eficaz
entre fases con que se designa la línea y a la cual se refieren determinadas
características de funcionamiento, y por “tensión más elevada” de la línea, al
mayor valor de tensión eficaz entre fases, que puede presentarse en un
instante en un punto cualquiera de la línea, en condiciones normales de
explotación, sin considerar variaciones de tensión de corta duración debidas a
defectos o a desconexiones bruscas de cargas importantes.
Las tensiones nominales normalizadas, así como lo valores correspondientes
de las tensiones más elevadas se incluyen en el cuadro siguiente.
Únicamente en el caso de que la línea objeto del proyecto sea extensión de
una red ya existente, podrá admitirse la utilización de una tensión nominal
diferente de las anteriormente señaladas.
De entre ellas se recomienda la utilización de las tensiones que a continuación
se indican:
13.8– 22.9 – 60 – 138 – 220 y 500 KV
Una clasificación de las líneas de transporte de energía eléctrica es la
siguiente:
1) Líneas de Baja Tensión (B.T.) hasta 1 kV
2) Líneas de Media Tensión (M.T.) de 1 kV hasta 40 kV
3) Líneas de Alta Tensión (A.T.) de 40 kV hasta 220 kV
4) Líneas de Muy Alta Tensión (M.A.T.) de 220 kV hasta 500 kV
5) Líneas de Extra Alta Tensión (E.A.T.) de 500 kV adelante
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FACTORES QUE DETERMINAN LA ECONOMÍA DE UNA LÍNEA
Desde el punto de vista económico las líneas de transmisión (y redes)
representan inversiones de dinero.
Por ejemplo:
Línea trifásica de 22.9 kV con conductor Nº 2/0 12.000 $us/km
Línea trifásica de 115 kV, con estructuras de celosía 90.000 $us/km
Línea trifásica de 115 kV, con estructuras de hormigón 60.000 $us/km
Línea trifásica de 220 kV su costo está alrededor de 150.000 $us/km
El costo varía de acuerdo a los siguientes factores:
a) Sección de los conductores (representa entre el 20 al 38% del costo total)
b) Tensión o voltaje
c) Tipo de soporte (poste o estructura)
d) Trazo de la línea
e) Vano (distancia entre soportes)
f) Nivel de aislamiento
g) Protección (hilos de guarda)
El transporte de la energía eléctrica se hace a diferentes voltajes, dependiendo
de:
La distancia
Volúmenes de energía
La selección de una tensión es un problema bastante complejo que ser el
resultado, en cada caso, de un análisis que tome en cuenta los costos de
ejecución, de operación y de mantenimiento de las líneas para cada una de las
tensiones comparadas, y que simule el desarrollo de la red sobre un periodo
muy largo, lo que supone, entonces, una hipótesis sobre el desarrollo a muy
largo plazo de la demanda de electricidad.
INFLUENCIA DE LA TENSION SOBRE LA SECCION DE UNA LINEA
Para corriente continua o alterna (monofásica o trifásica), para una misma
potencia (y un mismo factor de potencia en el caso de corriente alterna) el valor
eficaz de la corriente en los conductores de una línea eléctrica está en razón
inversa al voltaje empleado y, por tanto, la pérdida en aquellos está en razón
inversa del cuadrado de dicho voltaje.
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Por ejemplo, dos líneas trifásicas de idéntica longitud tienen que transmitir la
misma potencia P, con igual factor de potencia cosΦ y con las mismas
pérdidas p, a voltajes de línea (compuestas) diferentes V1 y V2 tendremos,
llamando I1 e I2 a las corrientes, siendo R1 y R2 las resistencias y A1 y A2 las
secciones de cada uno de los tres conductores de una y otra línea:
Despejando las corrientes y las resistencias en cada una de las expresiones
anteriores:
Reemplazando la corriente en el valor de las resistencias:
Encontrando la relación R1/R2
Pero:
Entonces:
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Como se aprecia la sección de los conductores varía pues, en razón inversa
del cuadrado del voltaje empleado. Por ejemplo utilizando un voltaje doble
reduciremos el peso de los conductores a la cuarta parte, con un voltaje triple
se necesitará la novena parte de conductor, etc.
Se explica ahora, el por qué se fabrican aisladores y transformadores para muy
altas tensiones, mediante los cuales sea posible transportar, económicamente,
grandes potencias a muy largas distancias, con conductores de poca sección y
con pequeña pérdida.
Sin embargo, no siempre el voltaje más alto es el más económico, porque el
precio de los aisladores, tamaño de las torres, etc., crece también rápidamente
con el voltaje y lo mismo sucede con los transformadores y equipamiento en
general.
El voltaje más económico depende de la potencia a transmitir y de la longitud
de la línea y puede hallarse por medio de ecuaciones empíricas.
TENSIÓN ECONÓMICA
Para lograr una tensión óptima en la línea de transmisión, es preciso lograr una
relación adecuada entre el valor de tensión elegida con la potencia a transmitir
y la longitud que tendrá la línea, tomando en consideración las pérdidas que
presentan las líneas bajo diversas circunstancias expuestas a las líneas de
transmisión.
Pues si la tensión es baja y la potencia a transmitir es alta, tendremos muchas
pérdidas y baja calidad de servicio, mientras que si la tensión es demasiado
alta, tendremos altos costos en equipamientos e instalación, lo que atenta
contra la viabilidad del proyecto a ser realizado
En las redes de baja tensión no es posible modificar el voltaje de suministro
entre límites extensos, porque el valor conveniente viene fijado en el
reglamento sobre instalaciones eléctricas, y esto con objeto de evitar los
peligros inherentes al manejo de los receptores existentes en las viviendas.
Por el contrario, en las líneas de alta tensión, cuanto mayor es el voltaje
empleado se precisa de menor sección, pero a medida que aumenta la tensión
se hacen más costosos los aisladores, interruptores, trasformadores, etc. Sobre
un sistema de ejes coordenados y tomando como abscisas los valores de las
tensiones consideradas, se construyen las curvas C y D. Las ordenadas de la
primera corresponden al costo de los conductores para una pérdida de
potencia determinada y suponiendo constante cos (valor medio). Las
ordenadas de la curva D representan el total de los respectivos costos de los
aisladores, postes, aparatos, transformadores, etc., que completan el conjunto
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de la distribución. La curva R obtenida sumando las ordenadas C y D pasa por
un mínimo cuya abscisa es el voltaje para el cual resulta más económica la
instalación total.
Por lo cual nada se conseguirá con elevar la tensión desde el punto de vista
económico, si por otro lado habrá que encarecer el coste de los elementos que
integran la distribución; Deberá existir, por lo tanto, un valor determinado del
voltaje de trabajo, para el cual será mínimo el desembolso necesario al
establecimiento de la instalación. La selección de la tensión de transmisión
depende mucho más de la densidad de consumo de la región atravesada que
de la longitud total de la transmisión. Las densidades de consumo elevadas no
favorecen la tensión de transmisión elevada.
Por otra parte, parece lógico que debieran entrar también en consideración los
gastos de explotación del conjunto de las líneas, porque podría darse el caso
de que ciertos elementos de éstas tuviesen que ser amortizados en un plazo de
tiempo menor que cuando se adoptan tensiones más bajas o que exigieran
mayores gastos de entretenimiento, y entonces la instalación más económica
no daría lugar a la explotación más reducida. Sin embargo, como las tensiones
convenientes no pueden variar entre grandes límites, se admite que tanto los
gastos de entretenimiento como los de amortización no experimentan variación
alguna, y por ello no se tienen en cuenta en la determinación de la tensión más
económica.
El procedimiento seguido para este objeto consiste en construir un gráfico, el
cual permite apreciar la variación obtenida en el precio de la instalación con el
empleo de diversas tensiones que no difieran mucho entre sí.
La tensión más económica de transmisión de una línea, puede ser
determinada utilizando algunos criterios:
16
1. FÓRMULA EMPÍRICA DE ALFRED STILL (AMERICANA)
Donde P = Potencia conducida por la línea (kW)
L = Longitud de la línea (km)
U = Tensión compuesta ó de línea (KV)
Esta fórmula da resultados correctos para longitudes de línea mayores a los 30
km y alimentados por corriente alterna.
Por ejemplo: P = 1500 kW, L=80 km nos da U = 44,2 kV (valor que habría que
normalizar)
2. FORMULA DE BAUM O DE LA MILLA (AMERICANA)
KVL
U609.1
DONDE: U =Tensión compuesta ó de línea
L =Longitud en kilómetros
Es la más antigua y simplista en la que ni siquiera entra en considerar la
potencia transmitida, actualmente no se toma en cuenta este criterio.
Se denomina de la milla porque una milla es igual a 1609m.
3. FORMULA DE HEFNER (ALEMANA)
KVPL
U10
*
Donde P = Potencia conducida por la línea (kW)
L = Longitud de la línea (km)
U = Tensión compuesta ó de línea (kV)
Con frecuencia los valores calculados son muy dispares, puesto que los datos
económicos a partir de los cuales se han definido dichas expresiones son
provenientes de diferentes países, además siempre es necesario emplear
tensiones normalizadas.
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APLICACIÓN PRÁCTICA EN EL SECTOR ELECTRICO
Para analizar la alternativa de conexión a la red eléctrica, la empresa debe
introducir el coste de la energía, la tensión de la red disponible y la longitud de
la línea eléctrica a construir. Con estos datos se calcula la tensión óptima de la
línea eléctrica aérea con ayuda de la fórmula de Still, como se muestra en la
figura para potencias bajas y distancias cortas la línea recomendada será de
media tensión (13,8 o 22.9 kV) y para elevadas potencias y mayores distancias
la línea eléctrica será de alta tensión (60, 138 o 220 kV). Finalmente calcula un
presupuesto de inversión y operación anual del proyecto de extensión de la red
eléctrica.
La extensión de la red eléctrica de 13,2kV es factible hasta una distancia
máxima de 9km de acuerdo a la ecuación de Still, según aumenta la potencia a
transmitir disminuye la distancia máxima recomendada.
Cuando la longitud de la línea está entre los 9 y 27km y la potencia a transmitir
es baja se puede recomendar el uso de líneas de 22.9kV.
5. NORMATIVIDAD
5.1 Normas referidas al Sector Eléctrico
Texto Único Ordenado de la Ley de Contrataciones y
Adquisiciones del Estado (D.S. N° 083-2004-PCM)
CODIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD SUMINISTRO 2011
(R.M. N° 214-2011-MEM/DM)
CODIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD UTILIZACIÓN
(R.M. Nº 037-2006-MEM/DM)
18
Norma de procedimientos para la elaboración de proyectos y
ejecución de obras en sistemas de utilización en media tensión en
zonas de concesión de distribución (R.D. N° 018-2002-EM/DGE)
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (D. S. Nº
020-97-EM)
REGLAMENTO NACIONAL DE EDIFICACIONES (D.S. Nº 015-
2004)
LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS (DECRETO LEY N°
25844)
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S. Nº 009-93-
EM)
Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de las
Actividades Eléctricas (R.M. Nº 161-2007-MEM/DM)
Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo (DECRETO
SUPREMO Nº 009-2005-TR)
Procedimiento para la Supervisión de la Gestión de la Seguridad y
Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas
Resolución de Consejo Directivo Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía y Minería Osinergmin Nº 021-2010-OS/CD
19
CODIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD SUMINISTRO 2011 (R.M. N° 214-2001-MEM/DM)
20
CODIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD UTILIZACIÓN (R.M. Nº 037-2006-MEM/DM)
RESOLUCIÓN MINISTERIAL
Nº 037-2006-MEM/DM
Publicada en el Diario oficial El Peruano el 30 de enero de 2006 Lima, 17 de enero de 2006
CONSIDERANDO: Que, por Resolución Ministerial Nº 0285-78-EM/DGE, de fecha 19 de mayo de 1978, se aprobó el Tomo I “Prescripciones Generales” del Código Nacional de Electricidad, del cual continúa vigente únicamente el Capítulo 3 “Requisitos Mínimos de Seguridad contra Accidentes Eléctricos“;
Que, por Resolución Ministerial Nº 139-82-EM/DGE, de fecha 2 de junio de 1982, se aprobó el Tomo V “Sistema de Utilización” del Código Nacional de Electricidad, cuyos nueve (09) capítulos han continuado utilizándose hasta la fecha; Que, es necesario actualizar dichas normas acorde a las disposiciones legales vigentes, al Código Nacional de Electricidad - Suministro, aprobado por Resolución Ministerial Nº 366-2001-EM/VME, a los cambios tecnológicos desarrollados desde entonces, y a los aspectos de bienestar y seguridad requeridos para el desarrollo de la actividad eléctrica;
Que, en aplicación de lo dispuesto en la Resolución Ministerial Nº 162-2001-EM/SG, el proyecto del Código Nacional de Electricidad - Utilización fue prepublicado en la Página Web del Ministerio de Energía y Minas;
De conformidad con lo establecido en el inciso c) del artículo 6º del Decreto Ley Nº 25962, Ley Orgánica del Sector Energía y Minas;
Con la opinión favorable del Director General de Electricidad y del Viceministro de Energía;
SE RESUELVE:
Artículo 1º.- Aprobar el Código Nacional de Electricidad - Utilización, que consta de cuarenta y cuatro (44) Secciones, cuyo texto forma parte integrante de la presente Resolución.
Artículo 2º.- El Código Nacional de Electricidad - Utilización, entrará en vigencia a partir del 1 de julio de 2006. Los proyectos que sean aprobados a partir de dicha fecha, deberán sujetarse a las reglas del mencionado Código.
Artículo 3º.- Al entrar en vigencia el Código Nacional de Electricidad - Utilización, quedará sin efecto el Capítulo 3 del Tomo I del Código Nacional de Electricidad aprobado por Resolución Ministerial Nº 0285-78-EM-DGE, y el Tomo V del Código Nacional de Electricidad aprobado por Resolución Ministerial Nº 139-82-EM-DGE.
Artículo 4º.- El Código Nacional de Electricidad - Utilización deberá ser actualizado en un periodo no mayor de cuatro años.
Regístrese, comuníquese y publíquese.
GLODOMIRO SÁNCHEZ MEJÍA
Ministro de Energía y Minas -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------
21
5.2 Normas referidas al Medio Ambiente
Ley General del Ambiente Ley Nº 28611
Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas. D.S. N° 29-94-EM
Ley de Recursos Hídricos Ley 29338
Niveles Máximos Permisibles para Efluentes Líquidos producto de las
actividades de Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica.
R.D. N° 008-97-
EM/DGAA
"Límites Máximos Permisibles de emisiones contaminantes para vehículos
automotores que circulen en la red vial" D.S. N° 047-2001-MTC
Reglamento Sanitario para las actividades de Saneamiento Ambiental en
Viviendas y Establecimientos Comerciales, Industriales y de Servicios. D.S. N° 022-2001-SA
Norma Sanitaria para Trabajos de Desinsectación, Desratización,
Desinfección, Limpieza y Desinfección de Reservorios de Agua, Limpieza de
Ambientes y de Tanques Sépticos.
R.M Nº 449-2001-SA-
DM
Reglamento de Estándares Nacionales de Calidad Ambiental para Ruido D.S. Nº 085 -2003-
PCM
Ley General de Residuos Sólidos Ley Nº 27314
Reglamento de la Ley General de Residuos Sólidos D.S. Nº 057-2004-PCM
Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos. D.S. N° 026-94-EM
Sistema Nacional de Evaluación Ambiental Ley N° 27446
Reglamento de Investigaciones Arqueológicas. R.S. N° 004-2000-ED
Ley Forestal y de Fauna Silvestre Ley N° 27308
Ley que Regula el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos. Ley N° 28256
Reglamento Nacional de Transporte Terrestre de materiales y residuos
peligrosos D.S. N° 021-2008-MTC
22
5.3 Normas referidas a la Imposición de Servidumbre
La Ley de Concesiones Eléctricas, Ley 25844 y su Reglamento DS 009-
93-EM Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas señalan los
requisitos y procedimientos para solicitar la servidumbre de las líneas de
transmisión cuando afecten la propiedad pública y privada.
Sin embargo existe una Norma que señala los procedimientos y
requisitos técnicos para obtener el derecho de servidumbre por una
Concesionaria cuyo detalle se encuentra en la Norma N° DGE-025-P-
1/1988, aprobada con RD . N° 111-88-EM/DGE.
Ministerio de Energía y
MinasDIREC GRAL. DE ELECTRICIDAD
Norma Aprobada
R.D. N° 111-89-EM/DGE
28.06.1988
Norma N°
DGE 025-P-1/1988
“NORMA SOBRE IMPOSICIÓN DE
SERVIDUMBRES”
CONTENIDO
1. OBJETO
2. ALCANCE
3. BASE LEGAL
4. DISPOSITIVOS LEGALES Y NORMAS A CONSULTAR
5. DEFINICIONES Y EQUIVALENCIAS
6. GENERALIDADES
7. REQUISITOS TECNICOS PARA LA DELIMITACION DE
LA ZONA DE INFLUENCIA DEL ELECTRODUCTO
8. PROCEDIMIENTO PARA EL ESTABLECIMIENTO DE
9. SERVIDUMBRES
10. MUSCELANEA
11. FIGURA N° 1 REFERENTE A LA ZONA DE INFLUENCIA DEL
ELECTRODUCTO.
5.4 Normas referidas al Patrimonio Cultural (Conservación de
Restos Arqueológicos)
Texto Único de Procedimientos Administrativos INC (D.S. Nº 016-2000-ED) Este documento aprueba el Texto Único de Procedimientos Administrativos del Instituto Nacional de Cultura –INC, entre ellos el de la Dirección General del Patrimonio Arqueológico para le expedición del certificado de inafectación de restos arqueológicos- CIRA
23
Ley General del Patrimonio Cultural de la Nación LEY Nº 28296. Ley que determina políticas nacionales de defensa, protección, promoción, propiedad y régimen legal. Establece que el Patrimonio Cultural de la Nación, está bajo el amparo del Estado y de la comunidad nacional, cuyos miembros están en la obligación de cooperar en su conservación. Dicho Patrimonio está constituido por los bienes culturales que son testimonios de creación humana (arqueológica, científica, artística e histórica)
6. ESTUDIO DE RUTAS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Comprende todos los trabajos antes del levantamiento topográfico, debe
considerarse aspectos de ingeniería, económicos y ambientales,
información de inicio y final de la línea, posibilidad de ingreso de futuras
Subestaciones intermedias.
6.1 DELINEACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS
- Características generales del medio. - Definir el área de estudio. Permitir cuando menos 3 alternativas. - Recopilar mapas geográficos del IGN: escala 1/100000 y 1/25000. - Clasificación del suelo. - Datos topográficos, tipos de suelo, geológicos y geotécnicos. - Datos meteorológicos. - Datos de Obstáculos: Vías férreas, otras líneas eléctricas, líneas
de telecomunicaciones, aeropuertos, poblados, instalaciones militares, cultivos de caña de azúcar, ríos lagos.
- Con los datos se crea mapas base, y se delinea segmentos de ruta entre los puntos extremos: Maximizar los segmentos, ubicar los vértices preferiblemente las partes altas, facilitar los accesos, mantener las distancias de separación entre instalaciones, evitar paralelismos con las líneas de comunicaciones.
6.2 EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS
- Reconocimiento de todos los segmentos de alternativas de ruta delineados.
- Criterios de evaluación: Económico, ingeniería, ambientales. Económico: Número de estructuras, fundaciones, costos de conductor, aislamiento, requerimiento de acceso, costos de deforestación. Ingeniería: vano promedio, altura promedio, tipos de suelo, posibilidad de erosión, cruces especiales, posibilidad de sismos, seguridad de líneas. Ambientales: Influencia de desarrollo regional, impacto visual, efectos de RI, TVI, peligros potenciales para el tráfico aéreo
- Para cada segmento dar un orden numérico.
24
6.3 SELECCIÓN FINAL
- Comparación cuantitativa. - Comparación cualitativa. Una inspección final de la alternativa
seleccionada. - Establecer un orden y establecer un orden de mérito. - Requerimientos especiales: Lista de propietarios, señalizaciones
especiales. 6.4 INFORME FINAL
- Que contenga toda la información tomada en cuenta en la selección de ruta.
- Mapas con toda la información recolectada. - Tablas con toda la información de los segmentos de línea. - Información para el levantamiento topográfico.
6.5 LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO
Comprende todas las actividades para obtener el perfil y planimetría de la línea.
- Información preliminar a obtenerse previamente: Ancho de la faja planimétrica que proporcionará el cliente, informe final de la ruta, autorizaciones para el levantamiento.
- Actividades de campo: Con responsable de la propiedad visitar la zona, definir el método y equipos a utilizar.
- Definir los puntos de control (hitos) a lo largo del eje de la línea. - Toma de datos topográficos: Ángulos y distancias.
Informaciones adicionales de campo
- Investigación y estudio geotécnico. Calicatas, perforaciones a máquina. Toma de muestras y ensayos.
- Mediciones de resistividad. Información adicional general.
- Revisar el Código Nacional de Electricidad. - Plan Referencial de Electricidad. - Otros estudios de organismos públicos y privados.
a1
a2
a3
PERFIL ESC: 1/500
1/200
PLANIMETRIA ESC 1/2000
25
Capítulo II
ASPECTOS MECÁNICOS DE LÍNEAS
DE TRANSMISIÓN
Objetivos:
Mostrar de manera didáctica y práctica los aspectos mecánicos del conductor, su comportamiento mecánico dentro de la líneas eléctricas de transmisión, asimismo, se muestra las ecuaciones matemáticas y la catenaria, Ecuación de Cambio de Estado (ECE), Aplicaciones: selección del esfuerzo de templado, flecha máxima y máximos esfuerzos y tabla de flechado y templado.
26
INDICE
1. Fundamento Teórico
1.1 Ecuación de cambio de estado ECE.
1.2 Planeamiento de solución de problemas con ecuación cambio de
estado.
1.3 Procedimiento de cálculo.
2 Ejemplo de cálculo.
2.1 Cálculo de W y factor de sobrecarga
2.2 Cálculo de esfuerzos (σ)
2.3 Cálculo de flecha máxima
2.4 Cálculo de la distancia mínima del conductor al suelo
2.5 Cálculo de flechas de templado a diferentes temperaturas
27
Fc
Fv
W
h
1. FUNDAMENTO TEÓRICO El conductor sostenido entre dos puntos pasa de unas condiciones conocidas cuyos valores son datos (Temperatura, viento y esfuerzo) a otras condiciones en la que son conocidas la temperatura y el viento pero no se conoce el esfuerzo, por lo tanto, experimenta una variación en su longitud debido a los esfuerzos físicos: Dilatación por temperatura y variación de la tensión mecánica ó tiro mecánico. De lo anterior:
L = L (Dilatación) + L (por tensión)
L2 -L1 = d (t2 -t1) + d ES
TT 12
Empleando las ecuaciones del conductor aproximado a una parábola se deduce la Ecuación de cambio de Estado que permiten determinar el estado del conductor a otras condiciones físicas y ambientales.
1.1. ECUACIÓN DE CAMBIO DE ESTADO
1.1.1 E. C. E. Generalizada
2
2
E -
2
2
2
2
2
24S
dW + α.t2 + ε2 =
1
1
E -
2
1
2
2
1
24S
dW + α.t1 + ε1
E.C.E. válido sólo para cables de nivel ó H/d < 10 % .
En donde:
= Esfuerzo del conductor To/S, en Kg/mm2
S = Sección del conductor, en mm2
To = Tiro horizontal del conductor, en Kg.
W = Peso lineal del conductor, en Kg/m (total o resultante).
t = Temperatura en ºC
= Coeficiente de dilatación lineal ºC-1
E = Módulo de elasticidad en Kg/mm2 (Inicial,final).
= Creep en strains, (si se dá en strain dividir entre 106)
d = Vano
H = desnivel entre estructuras
El peso W tiene tres condiciones:
1ro) Sin viento: W = Wc
(Según catálogo)
2do) Con viento y sin hielo: W =
2
2
1000
vc
PW
28
3ro) Con viento y hielo:
W =
222
1000
2)(0029,0
hPhhW v
C
Donde:
= Diámetro del conductor, en mm.
h = Espesor del manguito de hielo, en mm.
Pv = Presión del viento en Kg/m2 sobre el conductor según
hipótesis,
Pv = 0,0048 V2
V = Velocidad del viento en KPH
Fv = Fuerza del viento sobre el conductor (y el hielo si existiese)
Fc = Peso del conductor (y el hielo si existiese).
1.1.2 E. C. E. Sin Considerar el efecto Creep
22 { 2- 1+
2
1
2
22
1
24S
EdW + .E.(t2-t1) } =
2
22
2
24S
EdW
1.1.3 E. C. E. Sin efecto Creep a Desnivel
22 { 2- 1+
2
1
2
322
1
24
cos
S
EdW + .E.(t2-t1).cos } =
2
322
2
24
cos
S
EdW
Donde:
= d
Htg 1
H = desnivel entre estructuras
1.1.4 Expresión Simplificada de la E. C. E.
22 { 2 - K1 + .E.(t2-t1) } = K2
Donde: K1 = 1 - 2
1
2
22
1
2
24S
EdmWc K2 = 2
22
2
2
24S
EdmWc
m = Factor de sobrecarga = cW
W
W = m.Wc
d
H
29
X
Y
O
Y = C.cos
h(X/C)
Además: C = 2
1
2
22d
W
T
W
T MM
=S
T0 ; To = c.W
max = ..
1
scS
TR
Donde:
C = Parámetro de la catenaria
TM = Tiro máximo
TR = Tiro de rotura
c.s. = 2.0 Zonas deshabitadas,
c.s. = Coeficiente de seguridad 2,5<c.s.<3 Cruce carreteras,
c.s. = 3,5 Caso especial.
Tensión de cada día: TCD ó EDS
De acuerdo a la experiencia “A mayor tensión mecánica de un
conductor, mayores son las probabilidades de que aparezcan
fenómenos de vibraciones peligrosas en el conductor”, es por ello que
se convino mantener dicha tensión dentro de ciertos límites para evitar
en lo posible la presencia de tales fenómenos por lo tanto se define:
A. EDS Inicial
Es la tensión mecánica a la que está sometido el cable la mayor
parte del tiempo correspondiente a la temperatura media o
temperatura próxima a ésta, sin que exista sobrecarga mecánica
alguna.
B. EDS Final
Es la tensión máxima admisible en un cable durante el periodo de
tiempo más largo del año sin que experimente vibraciones eólicas
peligrosas.
30
Algo sobre el efecto Creep
Ecuaciones para la predicción del CREEP, por Brad Bury para todos los
conductores.
= K · e
dt
Para ACSR (Harry y Larson)
= rup
100·θ t
μ ( 15 ºC )
Para SAC, ARDIVAL, ACAR:
= K ·
t ( 15 ºC )
Donde:
= CREEP en strains, 1 strains = 10 6 strains. t = Tiempo en horas
= Temperatura en ºC
= EDS
1.2. PLANEAMIENTO DE SOLUCIÓN DE PROBLEMAS CON
ECUACIÓN CAMBIO DE ESTADO
HIPÓTESIS I.- CONDICIONES DE MÁXIMO ESFUERZO
HIPOTESIS IA. (Con viento)
Temperatura mínima
Hielo no hay
C.S. conocido
HIPOTESIS IB. (Sin viento)
Con hielo
Temperatura mínima (aprox 0ºC)
C.S. conocido
HIPÓTESIS II.- CONDICIONES DE TEMPLADO, TCD, EDS
Temperatura conocida
HIPÓTESIS III.- CONDICIONES DE FLECHA MÁXIMA
Temperatura conocida.
31
1.3. PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO
El procedimiento de cálculo puede tener como punto de partida
cualquier hipótesis, sin embargo empezaremos el cálculo de la
Hipótesis 1 porque asumiremos un coeficiente de seguridad ya
establecido por normas.
De HIPÓTESIS I HIPÓTESIS II HIPÓTESIS III
En caso de tener Hipótesis IA y IB se calcula independientemente:
2. EJEMPLO DE CÁLCULO
CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA
TENSIÓN: 220 KV
RUTA: ZONA COSTERA, ALTURA PROMEDIO 700 m.s.n.m.,
(h/d<0,1).
CONDUCTOR:
Tipo de material : ACAR
Sección : 442,7 mm2
C : 27,36 mm (Diámetro)
WC : 1,237 Kg/m.
Ef : 5550 Kg/mm2
Ei : 4900 Kg/mm2
: 2,3 x 10-5 C-1
TR : 0350 Kg. (Carga teórica de rotura)
Coeficiente de seguridad : 3,3
Vano representativo (d) : 553 m.
Altura de amarre del conductor inferior en una estructura normal es a
22,1 m.
Se escoge el menor comparando con el
EDS y se regresa nuevamente a IA y IB
para hallar el C.S. de DISEÑO.
HIP. IA HIP. II 2A
HIP. IB HIP. II 2B
32
SE PIDE:
- Determinar la distribución (ubicación) de los soportes.
- Tabla de flechado para t = 15, 16, 17, 18, ....., 25 ºC.
HIPÓTESIS I II
EDS, TCD
III
DENOMINACIÓN Esfuerzo Máx. Templado Flecha Máx.
Temperatura ºC 0 20 50
Vel. del viento KPH 73 0 0
Costra de Hielo,
mm 0 0 0
Esfuerzo (Kg/mm2) / c.s. ? ?
Fact. de sobrecarga ? 1 1
2.1. CÁLCULO DE W Y FACTOR DE SOBRECARGA
1A). PARA HIPÓTESIS I:
Peso total resultante W.
W = 22)( VhC WWW
Wh = 0 (hielo)
Wc = 1,237 Kg/m.
C = 27,36 mm., h = 0
Velocidad viento = V = 73 KPH
WV = 1000
)2( hP CV , PV = 0,0048 . V2 = 25,57 Kg/m
2
WV = 1000
36,2757,25 = 0,69985 Kg/m
W = ( 1,237 + 0 )
2 + 0
699852
W = 1,42125 Kg/m.
33
Factor de sobrecarga, m
m = c
r
W
W =
237,1
42125,1 = 1,149
1B). PARA HIPÓTESIS II:
W = Wc = 1,237 Kg/m (no hay viento).
m =1
1C). PARA HIPÓTESIS III:
W = Wc = 1,237 Kg/m (no hay viento).
m = 1
2.2. CÁLCULO DE ESFUERZOS (σ)
2A). PARA HIPÓTESIS I:
Tiro máximo: TB = sc
TR
. =
3,3
10350 = 3136,36 Kg. ........... (1)
C = 2
1
2
22
11
d
W
T
W
T BB
C = 2
1
2
553
42125,1
36,3136
42125,1
36,3136 22
C = 2189,301 m
To = C . W1 = ( 2189,301 ) ( 1,42125 ) = 3111,55 Kg.
1 = S
T0 = 7,442
55,3111 = 7,02857 Kg/mm
2
Así mismo el tiro máximo, de (1) es 3136,36 Kg.
max = 7,442
36,3136 = 7,08462 Kg/mm
2
1 < max
34
2B). PARA HIPÓTESIS II:
HIP. I (Máx. Esfuerzo) HIP. II (Templado)
t1 = 0 ºC t2 = 20 ºC
1 = 7,02857 kg/mm2
2 = ???
W1 = 1,42125 Kg/m W2 = 1,237 kg/m
De la ecuación de cambio de estado:
22 { 2- 1 +
2
1
2
22
1
24S
EdW + .E.(t2-t1) } =
2
22
2
24S
EdW
22 { 2-7,02857 +
22
22
)02857,7()7,442(24
5550)553()42125,1( + 2,3×10
-5.5550.(20-0) } =
2
22
)7,442(24
5550)553()237,1(
22 ( 2 + 10,2788461) = 552,144
2 = 5,851 Kg/mm2 ................. (1)
Pero considerando la TCD ó EDS
TCD 18 % TR = 0,18 . 10350 = 1863 Kg
7,442
1863 = 4,208 Kg/mm2 ............... (2)
Entre (1) y (2) escogemos el menor:
El esfuerzo de diseño será:
II = 4,208 Kg/mm2
Luego, se puede regresar a la Hipótesis I, en este caso las
condiciones t1 son de la Hipótesis II. Entonces la ecuación que
se tiene es:
22 ( 2 + 24,42078 ) = 728,8764
E C E
35
De donde: 2 = 4,9789 Kg/mm2
C.S. DISEÑO = 7,4429789,4
10350
C.S. DISEÑO = 4,69
2C). PARA HIPÓTESIS III:
HIP. II (Templado) HIP. III (Flecha máx.)
t1 = 20 ºC t2 = 50 ºC
1 = 4,208 kg/mm2 2 = ???
W1 = 1,237 Kg/m W2 = 1,237 kg/m
La ecuación que se obtiene es:
22 ( 2 + 30,80328 ) = 552,14
Luego resolviendo la ecuación:
2 = III = 3,985 kg/mm2
TO III = III . S = 3,985 . 442,7 = 1764.16 Kg
C = IIIW
T0 = 237,1
16,1764 = 1426,16 m
2.3. CÁLCULO DE LA FLECHA MÁXIMA
Mediante la parábola:
f = C
d
8
2
= 16,14268
553 2
= 26,803 m
Mediante la catenaria:
f = C 12
coshC
d
f = 1426,16 × 116,14262
553cosh = 26,887 m
E C E
36
La ecuación de la catenaria es:
Y = C × Cos h ( C
d
8
2
)
Luego:
Y = 1426,16 . Cos h ( 16,1426
X )
Para hacer un gráfico de la curva (“Plantilla”) damos valores de
"X" y calculamos "Y",
Escala vertical: 1/500
Escala horizontal: 1/2000
X
(m)
Y
(m)
Y - C
(m) 5
CY
en (cm)
20
X
en (cm)
20 1426,3 0,14 0,028 1,0
40 1426,72 0,56 0,112 2,0
50 1427,00 0,84 0,168 2,5
80 1428,40 2,24 0,448 4,0
100 1429,70 3,54 0,708 5,0
150 1434,06 7,90 1,580 7,5
200 1440,20 14,04 2,808 10,0
250 1448,13 21,97 4,394 12,5
260 1449,93 23,76 4,753 13,0
276,5 ( d/2 ) 1453,05 26,89 5,378 13,8
300 1457,83 31,67 6,330 15,0
350 1469,32 43,16 8,630 17,5
37
2.4. CÁLCULO DE LA DISTANCIA MÍNIMA DEL CONDUCTOR
AL SUELO
d = 5,3 + 150
KV
d = 5,3 + 150
220 = 6,76 7 m , en zonas no transitadas.
En calles 9,5 m.
En carreteras 10 m.
Distancia mínima al suelo: 5
7m = 1,4 cm
Altura de amarre: 5
1,22 m = 4,42 cm
Escala V : 1/500
Escala H: 1/2000
2.5. CÁLCULO DE FLECHAS DE TEMPLADO A DIFERENTES
TEMPERATURAS
CONDICIÓN I CONDICIÓN II
t1 = 20 ºC t2 = 15, 16, 17, .....25 ºC
1 = 4,208 kg/mm2 2 = ???
W1 = 1,237 Kg/m W2 = 1,237 kg/m
E C E
PLANTILLA DE FLECHA MAXIMA PARA LA DISTRIBUCION DE ESTRUCTURAS
-30,00
-20,00
-10,00
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
-300
-280
-260
-240
-220
-200
-180
-160
-140
-120
-100
-80
-60
-40
-20 0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
X (m)
Y
(m
)
CONDUCTOR DIST. MINIMA AL SUELO ALTURA DE AMARRE
38
De la ecuación de cambio de estado:
22 { 2- 1 +
2
1
2
22
1
24S
EdW + .E.(t2-t1) } =
2
22
2
24S
EdW
22 { 2-4,208 +
22
22
)208,4()7,442(24
5550)553()237,1( + 2,3×10
-5.5550.(t2-20) } =
2
22
)7,442(24
5550)553()237,1(
22 ( 2 +0,12765.(t2 - 20) + 26,97378) = 552,14
Para diferentes valores de t2 se resuelve la ecuación anterior para
hallar 2.
H = desnivel entre estructuras
t2
ºC
2
Kg/mm2
To2 = 2 . S
Kg.
C = TO / W
m
f = d2 / 8 C
m
15 4,2490 1881,032 1520,64 25,138
16 4,2480 1880,589 1520,282 25,144
17 4,2325 1873,728 1514,735 25,236
18 4,2315 1873,285 1514,378 25,242
19 4,2160 1866,423 1508,83 25,335
20 4,2080 1862,882 1505,968 25,383
21 4,2000 1859,340 1503,104 25,431
22 4,1921 1855,843 1500,277 25,479
23 4,1840 1852,257 1497,378 25,529
24 4,1761 1848,759 1494,550 25,577
25 4,1682 1845,262 1491,723 25,605
39
Capítulo III
SOPORTE S DE LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN
Objetivos:
Mostrar la Clasificación de Soportes, Dimensionamiento, Características de Soportes en el Perú, Características geométricas, como: vano medio, vano peso y vano gravante, flecha y saeta, cálculo de árboles de carga.
40
INDICE
1. Introducción
1.1 Disposición de los conductores
1.2 Dimensiones de las estructuras
1.3 Clasificación de las estructuras
1.4 Cables de pararrayos
2. Dimensionamiento básico de las estructuras
3. Árbol de cargas
3.1 Características del conductor
3.2 Cargas transversales
3.3 Cargas verticales
3.4 Diagrama de aplicación de fuerzas
3.5 Fuerzas propias de la torre
41
1. INTRODUCCIÓN Las estructuras constituyen los soportes de los conductores y tendrán tantos puntos de suspensión como conductores y cables de guarda tenga la L.T., su geometría, material y formas dependen de varios factores, destacándose por ejemplo:
Disposición de los conductores.
Distancia entre conductores.
dmín = 5,3 + 150
NV FASE TIERRA
dmín = 0,1 + 150
NV AL SOPORTE.
Dimensiones y formas de aislamiento.
Flechas de los conductores.
Altura de seguridad
Función mecánica.
Forma de resistir.
Materiales estructurales
Número de circuitos.
1.1 DISPOSICIÓN DE LOS CONDUCTORES
En las líneas trifásicas se emplean fundamentalmente 3 disposiciones de conductores: Triangular, Horizontal y Vertical, dependiendo del plano en la que se encuentran ubicados los conductores.
1.2 DIMENSIONES DE LAS ESTRUCTURAS
Las dimensiones principales son determinadas por los siguientes factores:
Tensión nominal de ejercicio.
Sobre tensiones previstas.
Otros factores:
Flecha de los conductores
Forma de soporte de los conductores.
Diámetro de los conductores (peso de los conductores).
DISTANCIAS ENTRE FASES, FASE TIERRA, FASE A ESTRUCTURAS
En función de esos elementos las normas de los diversos países fijan las
distancias entre conductores, altura de sus puntos de suspensión y distancias a tierra para determinar la altura total del soporte. Esas dimensiones varían de un país a otro.
42
1.3 CLASIFICACIÓN DE LAS ESTRUCTURAS DE LAS LÍNEAS
DE TRANSMISIÓN
Cargas Verticales.- Componentes verticales de los esfuerzos de tracción de los cables (conductor y cable de guarda), peso de los accesorios de fijación, peso propio del soporte, sobrecargas de montaje, mantenimiento y otras eventualidades.
Cargas Horizontales Transversales.- Acción del viento sobre los conductores y sus accesorios de fijación, acción del viento sobre los soportes en la dirección normal a la línea: Componentes horizontales, transversales de los esfuerzos de tracción de cables y eventuales esfuerzos horizontales debido a pequeños ángulos.
Cargas Horizontales longitudinales.- Componentes horizontales longitudinales de los esfuerzos de los cables y eventuales esfuerzos debido a los ángulos de la línea, acción del viento sobre el soporte en la dirección de la línea.
Las cargas descritas son las normales, a ellos hay que añadir cargas anormales o excepcionales debido a la rotura de uno ó más cables.
La función de las estructuras en las líneas, dependiendo de su ubicación en las mismas, pueden ser:
ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN.-
Soportan cargas normales verticales y transversales debido a la acción del viento y algunos esfuerzos longitudinales por efecto de pequeños ángulos, hasta 5º sexagesimales.
ESTRUCTURAS DE ANCLAJE.-
Hay dos tipos de estructuras de anclaje:
Anclaje Total.- Estructuras de fin de línea para resistir todos las fuerzas normales y excepcionales en un solo sentido, son los mas fuertes.
Anclaje Parcial/Intermedio.- Se emplea en puntos medios para el tensionamiento, son menos resistentes que las anteriores, se ubicaban de 5 a 10 Km. entre sí, pero ahora pueden ser omitidas.
Estructuras para Ángulos.- Dimensionados para resistir esfuerzos normales, inclusive los horizontales longitudinales debido a los ángulos, resisten generalmente las cargas excepcionales.
MATERIALES PARA ESTRUCTURAS
Los materiales más usados en la fabricación de estructuras de las líneas
de transmisión son: madera, concreto y los metales (también algunos
casos se han empleado sintéticos, epoxi y fibra de vidrio).
43
MADERA.- En USA se emplea estructuras de madera hasta 500 KV, la
madera para ser empleada en línea tiene que tener ciertas cualidades:
Elevada resistencia mecánica a la flexión, capaz de soportar 1000 Kg/cm2.
Buena resistencia a las condiciones ambientales.
Indeformabilidad con el tiempo.
Buena resistencia al ataque de microorganismos.
CONCRETO ARMADO.- Su mayor aplicación es en Europa. Se usan
normalmente en sistemas de distribución, pero que también se usan el
Líneas de Transmisión. Los programas tecnológicos en piezas grandes
de concreto han permitido la realización de instalaciones industriales
mejorando sus cualidades y costo.
Mayor durabilidad y ausencia total de mantenimiento
Simple montaje.
Su principal desventaja el transporte en la sierra de difícil acceso.
Dos tipos de armazón: Para pre-tensionamiento y armazón convencional (centrifugado y vibración).
Las estructuras de concreto son más caras que las de madera pero más
baratas que las de acero, hasta tensiones de 500 KV.
ESTRUCTURAS METALICAS.- Son construidas de acero al carbono
normales o de alta resistencia en perfiles o tubos, pueden ser fabricadas
en serie, compuestas de pequeñas piezas que facilitan el transporte para
el montaje. Por estar expuestos deben ser protegidas contra la
oxidación. El zincado asegura su mantenimiento por 25 años. Por su
costo elevado deben ser reservados para tensiones mayores de 230 KV
o en zonas muy accidentadas.
1.4 CABLES PARARRAYOS
Ocupan la parte superior de las estructuras y tienen por finalidad
interceptar las descargas de origen atmosférico y descargarlos al suelo
evitando daños e interrupciones en los sistemas, para usar como medio
de comunicaciones se hace un pequeño aislamiento.
Los cables pararrayos son en general de 3/8” a ½” de diámetro pudiendo
ser el material de:
Acero galvanizado.
Alumoweld
Copperweld
Cable de CAA de alta resistencia mecánica (Aldrey).
44
2. DIMENSIONAMIENTO BÁSICO DE LAS
ESTRUCTURAS Generalmente la estética, los costos de los materiales, mano de obra de
montaje, tipo de fundación y mantenimiento influyen en la selección de la
estructura. La configuración básica seleccionada es función de los
siguientes parámetros:
Mínimo y máximo espacio entre fases.
Configuración de los aisladores.
Configuración de las fases o de la fijación de sus conductores.
Separación vertical entre conductores.
Ubicación y ángulo de protección de los pararrayos.
Número de ternas.
Folzas = holgura necesaria de las distancias debido a los ángulos de la línea y distancias suficientes para el mantenimiento.
La longitud de las cadenas de aisladores y las distancias mínimas entre los
partes vivas (distancia a soporte) y tierra, junto con la posición de los
pararrayos son los elementos principales para fijar las dimensiones básicas
de la parte superior de las estructuras. Su forma y aspecto final dependen
del tipo de material de las estructuras, y su altura depende de la flecha
máxima y de las alturas de seguridad.
Los aisladores a emplearse en líneas sobre 69 KV son cadenas de
aisladores en suspensión usando aisladores estándares de 254 mm y
paso 146 mm ABNT-EB9 porcelana o vidrio.
Dimensionar una estructura de suspensión para línea de 230 KV, la
cual deberá estar compuesta por concreto armado, tipo pórtico y para
vanos medios de 280 m. A pesar que estas estructuras están
estandarizadas por los fabricantes fijaremos las distancias necesarias.
Sección conductor = 298,1 mm2, = 22,4 mm, w = 1,108 Kg./m.
a. Distancias mínimas.
a.1. Entre fases a estructura. Dft = 0,06 + 0,006 · 230 KV = 1,44 m Adoptaremos 1,5 m.
a.2. Altura de seguridad. Dh = a + 0,01 · (Vc - 69) Vc = Tensión de línea a = 6,5 para líneas que cruzan zonas accesibles para máquinas
Agrícolas. Dh = 6,5 + 0,01 · ( 230 - 69 ) = 8,11 m Se adopta 8,20 m.
45
b. Número de aisladores y longitudes de la cadena. En general en las estructuras de concreto y en general en las
estructuras metálicas se comportan de manera semejante en cuanto a
las ondas de impulso, en esa clase de tensión se emplean de 12 a 16
aisladores. Líneas con 14 elementos han tenido rendimiento
satisfactorio, las cadenas están compuestos de:
1 Horquilla - bola : 68 mm
1 Grapa de suspensión – ojal : 140 mm
14 aisladores 14 x 146 : 2044 mm
1 casquillo horquilla : 60 mm
Distancias de la grampa
del cable a la parte más saliente : 100 mm.
Longitud total de cadena : Lc = 2412 mm. ó 2,41 m.
c. Dimensión mínima de la viga del soporte de los aisladores. La longitud del brazo de la viga D será:
D = C + LC * Sen ( max ) + d min.
D = C + 2,41 * 0,866 + 1,5 = C + 3,59
C es la parte más alejada de la estructura: C = 0,21 m
La longitud del soporte E:
E = dmin - Lc · cos ( max ) = 1,50 - 1,21 = 0,29 m.
B = E + Lc = 0,29 + 2,41 = 2,70 m.
3,59
D C
dmin = 1,5
2,41 B
E
max = 60º
A
dmin = 1,5 dmin = 1,5
dpr = 6,22
max
A
dmin = 1,5
ep
= 30º
46
d. Posición de los cables pararrayos.
Admitamos que el ángulo de protección sea = 30 º, determinamos la
altura de fijación:
dpr = ( Lc · Sen ( max ) + dmin ) · tg (90 - ).
dpr = ( 2,41 · Sen (60º) + 1,5 ) · tg (60º)
dpr = 6,22 m.
e. Dimensiones finales:
e.1. Altura de los postes
fmax = 6,34 m (Del cálculo mecánico de conductores).
Dh (seguridad) = 8,20 m
dpr = 6,22 m 20, 76 + Altura de fijación de los pararrayos 0,18
L´ = 21,44 m (Longitud libre)
Longitud de empotramiento (p):
p = 0,6 + 0,1 · Lm (Lm = Longitud total mínima)
Lm = L´ + p
p = 0,6 + 0,1 · (l´ + p).
p = 0,6 + 0,1 · l´ + 0,1 · p
0,9 p = 0,6 + 0,1 · 21,94 p = 3,104 m
Lmin = 21,94 + 3,104 = 25,04 m
Por lo tanto se emplearán poste de 25 m.
La longitud del travesaño (Lt):
Lt = 4 · 3,59 + 2 · ep + 2 · 0,21
ep = Diámetro del poste en el punto de cruce con el travesaño y
del catálogo ep = 0,28 m.
Lt = 4 · 3,59 + 2 · 0,28 + 2 · 0,21
Lt = 15,34 m.
47
dm = d1+d2
2
d1 d2
f
d/2 d/2
Soporte en
estudio
Vértice
d1 d2
g
Vértice
3. ARBOL DE CARGAS
Se debe tener en cuenta los siguientes conceptos:
1. VANO MEDIO, dm: Es la media aritmética de dos vanos adyacentes.
2. FLECHA, f: Es la distancia vertical desde la mitad del vano hacia el
conductor.
3. VANO GRAVANTE, (g): Es la distancia horizontal del punto mas bajo de
la catenaria o vértice de dos vanos adyacentes. Es la cantidad de cable
de los vanos que soporta la estructura intermedia
48
4. PARÁMETRO DE LA CATENARIA, (C): Se define como el cociente del tiro
horizontal To entre el peso unitario del conductor Wc.
C = C
o
W
T
Siendo sus unidades:
To : Kg.
WC : Kg./m
C : m.
Por lo tanto:
dg = dm + K · C
3.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES
A una temperatura de 10 ºC y viento de 30 Kg/m2.
CONDUCTOR CABLE DE GUARDA
Tensión “T” en Kg. 2400 860
Wc, Kg/m 1,22 0,28
Carga de Rotura, Kg 10500 3000
Vano medio, m 470 470
Vano gravante 630 630
Angulo 0 y 1º (Con vano medio 420) 0 y 1º (Con vano medio 420)
49
3.2 CARGAS TRANSVERSALES
CONDUCTOR
Carga del viento sobre el conductor 470 · 0,02736 · 30 = 385
(420) (345)
Carga debido al ángulo 2 · sen(1/2) · 2400 = 45
Carga del viento sobre la cadena de
aisladores
0,254 · 30 · 3,1 = 25
Total (Kg)
Caso más desfavorable
410
(415)
CABLE DE GUARDA
Carga del viento sobre el cable de
guarda
470 · 0,0130 · 30 = 184
(420) (165)
Carga debido al ángulo 2 · sen(1/2) · 860 = (15)
Total (Kg)
Caso mas desfavorable
184
(180)
3.3 CARGAS VERTICALES
CONDUCTOR
Peso del conductor, Kg/m 630 · 1,23 = 775 Kg
Peso de la cadena de aisladores 150 Kg
Total : 925 Kg
Se considera los Aportes del viento
50
CABLE DE GUARDA
630 · 0,28 = 180 Kg
Total : 180 Kg
3.4 DIAGRAMA DE APLICACIÓN DE LAS FUERZAS EN LA
TORRE TIPO “N” +6, pata +3:
180
184 (h=41,15)
925
925 (h=40,15)
415
(h=37,125)
415
925
415
(h=40,15)
3,8 m
PP
180
184
925
925
1680 ( 70 % T )
415
415
925
415
PP
PRESIÓN DEL
VIENTO = 60 Kg/m2,
aplicada a 1,5 veces
área proyectada de
una cara.
PRESIÓN DEL
VIENTO = 60 Kg/m2,
aplicada a 1,5 veces
área proyectada de
una cara.
Vano Medio = 470 (420 m)
Vano Gravante = 630 m
Angulo = 0° ( 1°)
NOTA:
- Cargas en Kg.
- PP, Peso propio de la torre.
HIPÓTESIS 1:
K = 2,00 para la torre (estructura). K = 2,00 para las fundaciones.
HIPOTESIS 2:
Se rompe cable de guarda
KTORRE = 1,3 (Contingencia). KFUNDAC = 1,1
HIPOTESIS 3:
KTORRE = 1,3 (Contingencia). KFUNDAC = 1,1
51
3.5 FUERZAS A LA PROPIA TORRE
(60 Kg/m2 x 1,5 = 90 Kg/m2 al área de la torre proyectada).
52
I
II
III
IV
V
45 Kg/m
V = 05,20
2235 = 0,65 Kg/m
WV = 35 Kg/m
WIV = 22 Kg/m
21 Kg/m
4,3 m
WIII = 30 Kg/m
WII = 36 Kg/m
WI = 36 Kg/m
PROMEDIOS
Calculado con la presión
del viento por las áreas de
los perfiles.
W1 = 32 Kg/m (PROMEDIO) 7,05 m
22,1 + 6 + 3 + 3 =
37,10 m
DISTRIBUCIÓN DE FUERZAS DEL VIENTO A LO LARGO DE TODA LA
ESTRUCTURA (PROMEDIOS), Estructura +6, pata +3.
53
54
Capítulo IV
ASPECTOS ELÉCTRICOS EN LÍNEAS
DE TRANSMISIÓN
Objetivos:
Mostrar el comportamiento en estado estable, resistencia, inductancia, cálculos para soportes típicos en el Perú, cálculo de eficiencia y de regulación.
55
INDICE
1. Introducción
2. Constantes físicas de una línea de transmisión
3. Constantes eléctricas
4. Representación esquemática de una LT
5. Parámetros auxiliares de la LT
56
NODO COMPENSADOR
TRANSFORMADOR
L.T. 1
L.T. 3 L.T. 4
L.T. 2
L.T. 5
CARGA CARGA
CARGA
CARGA
2
1
4
3
5 6
1. INTRODUCCIÓN El comportamiento eléctrico de las Líneas de Transmisión está estrechamente
relacionado a sus características físicas, es decir su geometría y el material del
que están formados o fabricados los conductores, por lo tanto, para conocer el
comportamiento integral dentro del sistema eléctrico de potencia es
indispensable conocer las características eléctricas de la Línea de Transmisión.
Para saber el comportamiento de un Sistema Eléctrico de Potencia, como consecuencia de la construcción de nuevas o ampliación de las instalaciones de transmisión se debe realizar un Estudio de Flujo de Cargas mediante análisis de los siguientes aspectos: Potencia Activa, Voltajes en Barras, Configuraciones y Pérdidas Eléctricas. Siendo las Líneas de Transmisión la “columna vertebral“ ó “esqueleto“ de un Sistema Eléctrico de un país o una región, es indispensable conocer sus constantes físicas y eléctricas, que determinan su comportamiento eléctrico.
En general un sistema puede ser de dos tipos:
Sistema Radial
Sistema No radial
SISTEMA RADIAL
SISTEMA NO RADIAL
GENERACION
L.T. 1 L.T. 2 L.T. 3
CARGA 1 CARGA 2
CARGA 1
57
r
2. CONSTANTES FÍSICAS DE LAS LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN
Estas características dependen del material del conductor y la ubicación
(geometría) de las disposiciones de los conductores en la estructura. Los
valores están expresados por Kilómetros de línea.
2.1 RESISTENCIA ELÉCTRICA (RK)
Es proporcionado por el fabricante del conductor y generalmente se
encuentra en catálogos, se expresa en Ohmio/Km. se obtiene en forma
inmediata.
2.2 COEFICIENTE DE AUTOINDUCCIÓN (LK)
Debido al paso de la corriente alterna por los conductores, sus unidades
H/Km, (Henrios/Km).
Se calcula de la siguiente manera:
Donde:
n : Número de conductores por fase.
n = 1, con fases simples.
n = 2, con fases dúplex.
n = 3, con fases triples.
n = 4, con fases cuádruples.
r’ : Radio ficticio del conductor en mm, definido según:
r’ = n nRrn 1..
R : Radio de la circunferencia que pasa por los centros de los
conductores que forman cada fase, en mm.
D : Distancia media geométrica entre los ejes de los
conductores de fases, en mm.
Asimismo definimos como la separación entre conductores de una
fase, el radio R y r´ lo hallamos como:
n = 1 r´ = r
n = 2 R = 2
r´ = r
n = 3 R = 3
r´ = 3 2r
n = 4 R = 2
r´ = 4 32 r
Lk = ( )'
log(6,42
1
r
D
n) × 10-4
Km
H
58
Un circuito:
a. Simple terna: n =1 r’ = r
D = 3TSRTRS DDD
b. Simple terna (Dúplex):
n = 2 R = 2
r´ =
r
D = 3TSRTRS DDD
c. Configuración vertical simple:
n =1 r’ = r
D = 3TSRTRS DDD
DRT
R S T
DRS DST
r
DRS DST
R S T
DRT
Δ
R
r
DRT
DRS
DST
r
R
S
T
59
Dos circuitos:
d. Doble terna (fase simple):
n =1 r’ = r
D R = '
''
RR
RTRTRSRS
D
DDDD
D S = '
''
SS
STSTSRSR
D
DDDD
D T = '
''
TT
TSTSTRTR
D
DDDD
D = 3TSR DDD
e. Doble terna (Dúplex):
n = 2 R = 2
r´ = r
D R = '
''
RR
RTRTRSRS
D
DDDD
D S = '
''
SS
STSTSRSR
D
DDDD
D T = '
''
TT
TSTSTRTR
D
DDDD
2.3 CAPACIDAD O CAPACITANCIA (CK) Si consideramos los conductores como la placa de un condensador,
éstas, tendrán un efecto capacitivo entre ellos, y a su vez hacia la tierra;
sus unidades serán, F/Km, Faradios/Km, y se calcula de la siguiente
manera:
C k =
'log
2.24
r
Dk
· 10 — 9 F/Km
R
R’
T’
S S’
T
DRT’
DRS’
DRR’
DRT’
DRS
R
R’
T’
S S’
T
DRT’
DRS’
DRR’
DRT
DRS
Δ
r
r
60
Donde:
r’ y D: Son las variables ya definidas
k : Depende de la posición de los conductores al suelo. Si no se
considera efecto tierra, K = 1.
Si consideramos efecto de tierra (K ≠ 1):
K = 224
2
DHMG
HMG
H : Altura del conductor en el soporte.
f : Flecha del conductor, se puede asumir un valor considerando la
distancia mínima del conductor al suelo, (para mayor precisión es
posible calcular mediante los tiros de trabajo Tmax, Vano promedio
“a”, y parámetro de la catenaria “C”).
h = H - 3
2 f
HMG = 3TSR hhh
2.4 PERDITANCIA O CONDUCTANCIA (GK) Es el efecto de las pérdidas de potencia a través del aislamiento de la
línea y el conductor, o sea sobre la cadena y el aire, llamado también
pérdidas transversales, siendo:
G = R
1 =
V
I
La perditancia es la inversa de la resistividad, unidad es Siemens.
Si hallamos la intensidad de corriente de pérdidas, I será:
I = G V
Por lo tanto las pérdidas serán: P = I V = G V 2
Donde:
P = Watts V = Volts G = Siemens
61
I R I S
E R E S
3. CONSTANTES ELÉCTRICAS
Con las constantes físicas determinaremos las constantes eléctricas por
Kilómetro de línea.
REACTANCIA DE AUTOINDUCCIÓN (XK) XK = LK en Ohmio/Km.
L K = Coeficiente de autoinducción, H/Km.
= Pulsación de corriente, vale 2· ·f , rad/s
SUSCEPTANCIA (BK) BK = CK en S/Km.
IMPEDANCIA ( Z K) kZ = RK + j XK , Ohmio/Km.
ADMITANCIA (Y K) kY = GK + j·BK, S/Km.
IMPEDANCIA CARACTERÍSTICAS ( Z C)
Y
ZZ C
ÁNGULO CARACTERÍSTICO O COMPLEJO ( K)
YZ
POTENCIA CARACTERÍSTICA(PC)
C
CZ
VP
2
4. REPRESENTACION ESQUEMATICA DE UNA LINEA
DE TRANSMISION
Si hacemos la representación por fase de la línea de transmisión e
indicamos los parámetros eléctricos al inicio y llegada de la línea
tendremos.
El que podemos igualar a un cuadripolo:
62
Este modelo nos permite calcular la tensión e intensidad de corriente al
origen y al final de la Línea.
RRS IBEAE
RRS IDECI
Dicha expresión podemos representarlo en forma matricial:
Además:
E = U Tensión de Línea
R
R
S
S
I
U
DC
BA
I
U
Las cantidades complejas A , B , C y D son denominadas parámetros
auxiliares de la Línea de Transmisión.
5. PARÁMETROS AUXILIARES DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN
5.1 LÍNEA CORTA Cuando “L” sea menor de 80 Km. Los parámetros auxiliares tienen los siguientes valores:
A = 1 B = Z
C = Y = 0 D = 1
≤ 0,1
5.2 LÍNEA MEDIA Cuando “L” sea menor de 240 Km., y mayor de 80 Km, los parámetros auxiliares serán:
A = 1 + 2
YZ
B = Z ( 1 + 6
YZ)
I R I S
E R E S
63
C = Y ( 1 + 6
YZ)
D = A
0,1 < < 0,5
5.3 LÍNEA LARGA En caso de la longitud “L” sea mayor de 240 Km, los parámetros auxiliares tienen las siguientes expresiones:
A = D = Cosh ( YZ ) = Cosh ( ) = Cosh ( ’ + j ’’)
B = YZ
Z
. Senh YZ = CZ Senh ( ) = CZ Senh ( ’ + j ’’)
C = YZ
Y
. Senh YZ =
CZ
senh )( =
CZ
jsenh )'''(
> 0,5
En general:
Cos h ( ´ + j ´´ ) = Cos h ( ´ ) Cos ( ´´ ) + j Sen h ( ´ ) Sen ( ´´ )
Sen h ( ´ + j ´´ ) = Sen h ( ´ ) Cos ( ´´ ) + j Cos h ( ´ ) Sen ( ´´ )
1 Radiante = arco. de 57,296º grados sexagesimales.
5.4 DESARROLLO DE LA EXPRESIÓN DE LOS PARÁMETROS AUXILIARES: A, B, C, D A partir del desarrollo de las funciones hiperbólicas dadas para una línea
larga, en forma genérica:
A = D = Cosh ( YZ ) = 1 + !2
YZ +
!4
22YZ
+ …
B = YZ
Z
. Senh YZ = ...
!5!31
22YZYZ
Z
C = YZ
Y
. Senh YZ = ...
!5!31
22YZYZ
Y
Como estas expresiones son convergentes, se justifica que no se tomen algunos términos. Para Líneas Cortas, es suficiente el primer término. Para Líneas Medias, se toman los dos primeros términos. Para Líneas Largas, se toman los tres primeros términos.
De esta simplificación resultan los valores de los parámetros auxiliares mostrados anteriormente.
64
CONSTANTES AUXILIARES DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
TIPO DE CIRCUITO CONSTANTES A B C D
LINEA CORTA: L < 80 Km
A = 1
B = Z
C = 0
D = A = 1
LINEA MEDIA: 80 Km < L < 240 Km.
A = 1+2
YZ
B = 6
1YZ
Z
C = 6
1YZ
Y
D = A = 1+2
YZ
L.T. EN GENERAL
A = D = Cosh ( YZ )
B = YZ
Z
. Senh ( YZ )
C = YZ
Y
. Senh ( YZ )
I R I S
E R E S
Z
I R I S
E R E S
Z
Y
I R I S
E R E S
z z z z
y y y
65
7. CONFIGURACIÓN TRIANGULAR
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
DATOS DE LA LÍNEA CONFIGURACIÓN
TENSIÓN NOMINAL : 220 KV, 60 HZ
LONGITUD : 210 Km.
Nº DE CIRCUITOS : 1 TERNA
SOPORTES : TORRES
RUTA : COSTERA
DATOS DEL CONDUCTOR
MATERIAL : ACAR, 1 CONDUCTOR PÒR FASE
DIÁMETRO DEL CABLE : 27,36 mm .
RESISTENCIA : 0,0711 Ohm/Km.
REQUERIMIENTOS EN LA SUBESTACIÓN
DE LLEGADA (RECEPCIÓN)
P2 = 100 a 140 MW
Cos = 0,8 a 1
DATOS ASUMIDOS
FLECHA : 12 m.
m.s.n.m. : 200 m.
SE PIDE:
HALLAR LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN EN EL ENVÍO, ASIMISMO LA
EFICIENCIA, PÉRDIDAS Y LA REGULACIÓN
R
S
T
11 m
13 m
20 m
11 m
66
7.1 CÁLCULO DE LAS CONSTANTES FÍSICAS DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN
7.1.1 Resistencia Eléctrica, de la tabla:
RK = 0,0711 Ohm/Km.
7.1.2 Coeficiente de Autoinducción:
Lk = ( )'
log(6,42
1
r
D
n) × 10-4
Km
H
D = 3 111311 = 11 629,9070 mm
r´ = 2
36,27 = 13,68 mm
Lk = ( )68,13
9070,11629log(6,4
2
1) × 10-4
Km
H
LK = 13,975655 · 10 — 4 H /Km.
7.1.3 Capacitancia:
C k =
'log
2.24
r
Dk
· 10 — 9 F/Km
C k =
68,13
9070,116291log
2.24· 10 — 9 F/Km
Se asume K = 1 (No consideramos el efecto tierra).
C k = 8,260823 10 — 9 F/Km.
7.1.4 Perditancia, en condiciones ideales/teóricas:
GK = 0
67
7.2 CÁLCULO DE LAS CONSTANTES ELÉCTRICAS
7.2.1 Reactancia de Inducción:
XK = 2 × 3,141593 × 60 × 13,975655 × 10 — 4
Ohm/Km.
XK = 0,526870 Ohm/Km.
7.2.2 Susceptancia:
BK = 2 · 3,141593 · 60 · 8,260823 · 10 — 9 S/Km.
BK = 3,114257 · 10 — 6 Ohm/Km.
7.2.3 Impedancia:
ZK = 0,0711 + j 0,526870 Ohm/Km.
ZK = 0,531646 82,3145º Ohm/Km.
7.2.4 Admitancia:
YK = j 3,114257 · 10 — 6
S/Km.
YK = 3,114257 · 10 — 6
90º S/Km.
Considerando toda la longitud de la línea
Z = 111,645560 82,3145º = 14,9310 + j 110,6427 Ohm.
Y = 6,539920 · 10 — 4 90º = 0 + j 0,0006539920 S.
7.2.5 Impedancia Características:
Y
ZZ C = 413,1755 - 3,8428º
7.2.6 Ángulo Característico:
YZ = )º9010.539920,6).(º3145,82645560,111( 4
= 0,2702 86,1572º
7.2.7 Potencia Característica:
C
CZ
VP
2
= 1755.413
220 2
= 117,1415 MW
68
7.3 PARÁMETROS AUXILIARES DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN
Como se trata de línea media, L = 210 Km. Así mismo 0,1 < < 0,5;
empleamos las mismas expresiones dadas para A , B , C y D .
DC
BA =
21
61
61
21
YZYZY
YZZ
YZ
YZ = 0,073015 172,3145º 2
YZ = 0,03663 172,3145º
6
YZ = 0,012169 172,3145º
A = A = 1 + ( - 0,036180) + j 0,004882
= 0,963820 + j 0,004882 = 0,963833 0,2902º
B = B = 111,645560 82,3145º · ( 1 + 0,012169 172,3145º )
= 111,645560 82,3145º · 0,987941 0,0944º )
= 110,299275 82,4089º
C = C = 6,539920 · 10 — 4 90º · ( 0,987941 0,0944º )
= 0,00064611 90,0944º
69
7.4 TRANSFERENCIA DE ENERGÍA A TRAVÉS DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN
7.4.1 Tensión de Envío o Generación:
Sabemos:
1U = A U2 + 2
2
U
NB)(
Hallamos U1, para diferentes condiciones de carga o recepción:
Luego con:
P2 = 100 MW
Cos = 0,8; = 36,8699º
A = 0,963833 0,2902º
B = 110,299275 82,4089º
C = 0,00064611 90,0944º
D = A
N2 = 125 MVA
Entonces:
1U = 0,963833 220 0,2902º + 220
125299275,110)º8699,36º4089,82(
1U = 212,043260 0,2902º + 62,670043 45,5390º
1U = 255,936085 + j 45803494
1U = 260,002384 10,1465º = 1U
7.4.2 Potencia de Envío, P1:
P1 = B
D· 2
1U cos ( - ) - B
UU 21. Cos ( + )
N2
P2
Q2
70
P1 = 299275,110
963833,0· 2002384,260 Cos ( 82,4089 – 0,2902) -
299275,110
220002384,260 Cos (10,1465 + 82,4089)
P1 = 590,722882 · Cos ( 82,1187 ) - 518,593839 · Cos ( 92,5554 )
P1 = 81,000666 + 23,121692 = 104,122358 MW
7.4.3 Eficiencia, η:
= 1
1P
P = 1 -
122358,104
122358,41 = 96,0409 %
7.4.4 Regulación, r:
r = 12
1
UA
U · 100 % = 1
220963833,0
002384,260 · 100 %
r = 22,6176 %
7.4.4 Pérdidas, ΔP:
P = P1 - P2 = 104,122358 - 100 = 4,122358 MW
4.5 RESULTADOS PARA DIFERENTES f.d.p. Y POTENCIAS Se muestra resultados cálculos de eficiencia, regulación y pérdidas para diferentes valores de MW y fdp de la energía transferida por la L.T.
CALCULOS ELÉCTRICOS EN LAS LINEAS DE TRANSMISIÓN CON CONDUCTOR 442 mm2
L.T. 220 KV CONFIGURACION TRIANGULAR
DMG (m.) 11.6299070 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS POR Km
RMG (m.) 0.01368
MÓDULO ANG (Sexag)
CONST. ELÉCTRICAS IMPED. ( Z ) 0.5316456 Ohm/Km 82.314472
1) Resistencia eléctrica ADMIT. ( Y ) 3.11426E-06 Siem/Km 90.000000
RK = 0.0711 Ohm/Km EN TODA LA LINNEA
2) Reactancia de autoinducción IMPEDANCIA ( Z ) 111.645572 Ohm
XK = 0.526869826 Ohm/Km ADMITANCIA ( Y ) 0.00065399 Siem.
SIN EFECTO TIERRA POT. CARACTERÍSTICA
3) Susceptancia 117.1417 MW
BK = 3.11426E-06 S/Km PARÁMETROS AUXILIARES DE LA L.T. IMPED. CARACTERÍSTICA
4) Perditancia PARÁMETRO PARTE REAL PARTE IMAG. MÓDULO ÁNGULO MÓDULO ANGULO
GK = 0 S/Km A 0.963820 0.004882 0.963833 0.2902 413.1748 -3.8428
DATOS DE LA LÍNEA B 14.570875 109.361333 110.299282 82.4089 ANG. CARACTERISTICO
Tensión llegada U2 , (KV) 220 C -1.066671E-06 6.461069E-04 6.461078E-04 90.0944 MÓDULO ÁNGULO
Longitud L.T. (Km.) 210 D 0.963820 0.004882 0.963833 0.2902 0.2702 86.1572
P2 COS fi N2 U1 (Real) U1 (Imag) U1 (Mod) ANG (Sex) P1 (Env.) Q1 (Env.) PÉRDIDAS REGULAC. EFICIENC.
MW MVA KV Seag. MW MVAR MW % %
100 0.8 125.00 255.935904 45.803566 260.002218 10.1465 104.122623 67.064457 4.122623 22.6176 96.0406
110 0.8 137.50 260.325451 50.276510 265.135942 10.9309 115.039716 80.542665 5.039716 25.0387 95.6192
120 0.8 150.00 264.714997 54.749454 270.317466 11.6854 126.050927 94.700792 6.050927 27.4823 95.1996
130 0.8 162.50 269.104544 59.222398 275.544094 12.4113 137.156257 109.538838 7.156257 29.9472 94.7824
140 0.8 175.00 273.494090 63.695342 280.813308 13.1102 148.355707 125.056803 8.355707 32.4321 94.3678
100 0.85 117.65 249.462632 46.666245 253.789959 10.5957 103.709403 52.007743 3.709403 19.6879 96.4233
110 0.85 129.41 253.204851 51.225456 258.334559 11.4370 114.526063 63.553272 4.526063 21.8311 96.0480
120 0.85 141.18 256.947071 55.784668 262.932931 12.2491 125.426096 75.701081 5.426096 23.9997 95.6739
130 0.85 152.94 260.689290 60.343880 267.582305 13.0331 136.409500 88.451172 6.409500 26.1924 95.3013
140 0.85 164.71 264.431509 64.903092 272.280066 13.7903 147.476277 101.803544 7.476277 28.4079 94.9305
100 0.9 111.11 242.732599 47.563141 247.348675 11.0865 103.388152 37.136611 3.388152 16.6502 96.7229
110 0.9 122.22 245.801815 52.212043 251.285952 11.9922 114.123154 46.837189 4.123154 18.5070 96.3871
120 0.9 133.33 248.871031 56.860945 255.284071 12.8698 124.932521 57.074987 4.932521 20.3925 96.0519
130 0.9 144.44 251.940246 61.509846 259.340219 13.7200 135.816253 67.850005 5.816253 22.3054 95.7176
140 0.9 155.56 255.009462 66.158748 263.451714 14.5439 146.774352 79.162243 6.774352 24.2444 95.3845
100 0.95 105.26 234.997909 48.593927 239.969554 11.6832 103.155381 21.031134 3.155381 13.1701 96.9411
110 0.95 115.79 237.293656 53.345907 243.216087 12.6700 113.825185 28.818327 3.825185 14.7012 96.6394
120 0.95 126.32 239.589403 58.097887 246.532851 13.6305 124.561732 37.087678 4.561732 16.2654 96.3378
130 0.95 136.84 241.885150 62.849867 249.917049 14.5652 135.365023 45.839189 5.365023 17.8614 96.0366
140 0.95 147.37 244.180897 67.601847 253.365981 15.4748 146.235057 55.072858 6.235057 19.4879 95.7363
100 1 100.00 218.663405 50.770790 224.480195 13.0717 103.143251 -9.517676 3.143251 5.8653 96.9525
110 1 110.00 219.325702 55.740457 226.297950 14.2595 113.776050 -5.043922 3.776050 6.7226 96.6812
120 1 120.00 219.987998 60.710123 228.211390 15.4279 124.469085 -0.135020 4.469085 7.6250 96.4095
130 1 130.00 220.650295 65.679790 230.218130 16.5764 135.222357 5.209031 5.222357 8.5714 96.1379
140 1 140.00 221.312592 70.649456 232.315752 17.7046 146.035864 10.988230 6.035864 9.5606 95.8669
R
13 m
11 m
T
S
11 m
GRÁFICO EFICIENCIA(Triangular)
94.0
94.5
95.0
95.5
96.0
96.5
97.0
97.5
100 110 120 130 140
POTENCIA DE LLEGADA P2
%
COS (FI ) =
0,8
COS (FI ) =
0,85
COS (FI ) =
0,9
COS (FI ) =
0,95
COS (FI ) =
1,0
GRÁFICO PÉRDIDAS(Triangular)
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
100 110 120 130 140
POTENCIA DE LLEGADA P2
MW
COS (FI ) =
0,8
COS (FI ) =
0,85
COS (FI ) =
0,9
COS (FI ) =
0,95
COS (FI ) =
1,0
GRAFICO REGULACION(Triangular)
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
100 110 120 130 140
POTENCIA DE LLEGADA P2
%
COS (FI ) =
0,8
COS (FI ) =
0,85
COS (FI ) =
0,9
COS (FI ) =
0,95
COS (FI ) =
1,0
Capítulo V
PÉRDIDAS ELÉCTRICAS
Objetivos:
Mostrar el fundamento teórico de las pérdidas longitudinales (efecto joule) y pérdidas transversales (efecto Corona).
1
INDICE
1. Introducción
2. Preselección del conductor
3. Criterios técnicos
4. Estudios de las pérdidas
Efecto corona
5. Evaluación de pérdidas reales
2
1. INTRODUCCIÓN
Siendo el conductor, el elemento más importante de una línea de
transmisión, se debe evaluar con sumo cuidado el conductor que se
usará en una línea de transmisión, primero, verificar la calidad del
material durante la etapa de producción y luego de manera exhaustiva
evaluar las pérdidas eléctricas para definir el conductor óptimo.
2. PRESELECCIÓN
Por el tipo de material
En base a sus propiedades mecánicas y eléctricas de acuerdo a la ruta
de la línea de transmisión. Generalmente son de aluminio y sus
variantes.
Por el tipo de ambiente
Tener presente el comportamiento de los materiales del conductor en
diferentes ambientes y climas, algunos son muy desfavorables para un
tipo de ambiente. Zona marina afectan al ASCR y AAAC, zona con fluor
ataca el aluminio puro y sulfatos ataca el cobre.
Según las secciones que se producen en el país
Si es que hay producción nacional, en caso contrario, se debe solicitar
su importación. En el Perú, los conductores máximos que se producen
son: 240 mm2 en Aluminio; 477 MCM y 185 mm2 en cobre.
a. CRITERIOS TÉCNICOS
Preselección por Efecto Corona
Conductor
por fase
1 2 3 4
Diámetro
mínimo,
en mm.
11 2/1100
V 8
2/1100
V 6,2
2/1100
V 4,7
2/1100
V
Donde:
= Densidad relativa del aire. V = Tensión de línea entre fases, en kV.
3
Analizar la influencia de 4 factores para tensiones mayores a
440 kV:
1. Radio Interferencia 2. Interferencia por televisión 3. Ruido audible 4. Campo eléctrico
Influencia del conductor en los costos
Suministros, mantenimiento y pérdidas. Función Objetivo
3. ESTUDIO DE LAS PÉRDIDAS Las pérdidas en las líneas de transmisión son las potencias eléctricas que
se fugan a través de los conductores y las cadenas de aisladores, las
cuales se denominan pérdidas totales PT, entonces:
PT = PF + PV
En donde:
PT = Pérdidas totales. Esta potencia es medible con los instrumentos
de las Subestaciones (diferencias de potencia a la salida de la
SE1 de envío y potencia de llegada en la SE2 de recepción).
PV = Pérdidas variables que dependen de la corriente que pasa por los
conductores, por lo tanto, dependen de la carga, a ello se le
denomina pérdidas Joule.
PF = Pérdidas fijas, no dependen de la corriente que circula por los
conductores, sólo depende de la tensión de la línea, es decir
basta que esté energizada para que se produzcan estas pérdidas.
Las pérdidas fijas son difíciles de medir directamente en cada
momento, puesto que estas pérdidas están formadas por aquellas
que se pierden a través de la superficie de los aisladores y del
Efecto Corona. A estas pérdidas se les llama pérdidas
transversales. Pero dada las condiciones ambientales cambiantes
que son variables tampoco estas pérdidas son estrictamente fijas.
EVALUACIÓN TEÓRICA DE LAS PÉRDIDAS
En condiciones ideales, no habrá corriente de fuga a través de la
superficie de los aisladores (resistencia de aislamiento grande) ni
tampoco por Efecto Corona puesto que se ha seleccionado la sección
del conductor para que no presente el fenómeno Efecto Corona, luego
las pérdidas solo serán las de Joule.
4
PT = PV = I2 R
Representación gráfica:
Para el cálculo de las pérdidas Joule en el periodo de análisis
económico en la selección de un conductor se toma en cuenta, la
máxima demanda en 20 años y el factor de potencia.
PÉRDIDAS POR EFECTO CORONA
Es posible cuantificar estas pérdidas desde el punto de vista teórico
para luego estimar los costos que ello representan según las secciones
del conductor, asumiendo las condiciones ambientales por donde pasa
la línea (buenas y malas condiciones).
EFECTO CORONA
Cuando el potencial de los conductores sobrepasa la rigidez dieléctrica
del aire se producen pérdidas de energía debido a la ionización del
medio circundante alrededor de los conductores como si el aire se
hiciera conductor.
Tal efecto de los conductores aéreos es visible (sobre todo en la
oscuridad) que tiene la forma de un halo luminoso, azulado de sección
transversal circular (como una corona) por lo que se le denomina “Efecto
Corona”. Este fenómeno se puede apreciar de noche cuando nos
encontramos próximos a una línea de transmisión larga y sobre todo
cuando haya humedad en el ambiente.
Las pérdidas corona empiezan entonces cuando “la tensión crítica
disruptiva” UC es menor que la tensión máxima de la línea, la UC se
calcula según la fórmula de Peek.
UC = 84 · mC · · mt · r · n · Log('r
D)
Donde: UC = Tensión crítica eficaz en kV para la cual comienza el efecto corona o
sea la tensión crítica disruptiva. mC = Coeficiente de rugosidad del conductor, factor de superficialidad.
mC = 1 hilos con superficie lisa. mC = de 0,93 a 0,98 para hilos oxidados. mC = de 0,83 a 0,87 para cables (generalmente usados para LL.TT.).
Pérdidas Totales
Potencia de la carga.
5
= Factor de corrección de la densidad del aire que depende de la presión barométrica y temperatura absoluta del medio ambiente
= T
h
273
921,3
Donde:
h = Presión barométrica en centímetros de columna de mercurio.
T = Temperatura media en grados centígrados. Generalmente se conoce la altitud “Y” sobre el nivel del mar, luego “h” es calculado usando:
Log(h) = Log(76) - 18336
Y (Fórmula de Halley)
mt = Coeficiente para tener en cuenta el efecto que produce la lluvia haciendo descender el valor de UC mt = 1 con el tiempo seco (buenas condiciones). mt = 0,8 con tiempo lluvioso (malas condiciones).
r = Radio del conductor en centímetros. n = Número de conductores del haz de cada fase.
n = 1, con fases simples. n = 2, con fases dúplex. n = 3, con fases triplex. n = 4, con fases cuadruplex.
D = Distancia entre ejes de fases, en centímetros (DMG).
r´ = Radio ficticio del conductor en centímetros.
r´ = n nRrn 1
R = Radio de la circunferencia que pasa por los centros de los
conductores de cada fase.
Las pérdidas por EFECTO CORONA en cada fase de la línea se calcula
también con la fórmula de Peek.
= 241
· ( f + 25 ) · D
r · ( V – VC )
2 · 10
-5 KW / Km
En la que:
= Pérdida por corona, pérdida por Conductancia ó Perditancia en KW /
Km.
f = Frecuencia en periodos por segundo.
r = Radio del conductor en cm.
D = DMG.
V = Tensión máxima simple de la línea en kV, (fase tierra).
6
VC = 3
CU, siendo UC = Tensión crítica disruptiva, en kV.
= Factor de corrección por altura
Luego la Perditancia kilométrica será:
GK = 2V
· 10-3
Siemens / Km.
Siendo:
V = 3
mU =
3
serviciodeelevadamásTensión
Um = Depende del nivel de tensión nominal de la línea.
Tensión Nominal
kV
Um, tensión máxima de servicio
(depende del equipo)
60
138
220
500
72,5
145
245
550
4. EVALUACIÓN DE PÉRDIDAS REALES En una línea relativamente nueva se realizaron mediciones tomando en
cuenta, las condiciones atmosféricas (humedad relativa), el
envejecimiento del conductor y las diferentes horas del día.
Dichas mediciones realizadas en vacío (Pérdidas Fijas) dieron el siguiente
resultado:
2,9
10
20
30
40
50
20
40
60
80
100
10
30
50
70
90
PÉRDIDAS
KW/Km
HUMEDAD
RELATIVA
Pérdidas fijas en KW, en líneas consideradas de eficiencia en valores normales
20 24 04 08 12 18 22 02 06 10 Hrs
7
Del gráfico, se aprecia:
Las pérdidas tienen un crecimiento a partir de las 6 p.m. (se oculta el sol) hasta las 22 horas. Desde donde tiene un pequeño crecimiento (Valores máximos).
Se mantiene hasta las 6 a.m. en que sale el sol y decrece en la medida que el sol va elevando la temperatura del ambiente hasta las 12 meridiano y las 18 horas (6 p.m.), de esta manera se repiten los ciclos diarios.
Según los cálculos teóricos de corona existe la relación de la tensión crítica disruptiva y el coeficiente de estado de superficie, CES simbolizado por “m”. Se puede por lo tanto predeterminar la relación de las pérdidas en función a esta constante que adquiere diferentes valores según las horas del día, obteniendo el siguiente gráfico.
8
9
10
11
12
13
Capítulo VI
FUNDAMENTOS DE DISEÑO Y
SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO
14
Objetivos:
Elementos fundamentales para determinar el diseño de aislamiento en líneas de transmisión.
15
INDICE
1. Introducción.
2. Aislador.
3. Número de aislador.
4. Distribución de tensión en una cadena de aisladores
5. Accesorios
16
1. INTRODUCCIÓN
El aislamiento en una L.T. está compuesto por la cadena de aisladores y
sus accesorios.
2. AISLADOR Generalmente en una Línea de Transmisión encontramos 3 tipos:
AISLADORES TIPO PIN (Pin)
AISLADORES TIPO COLUMNA O RÍGIDOS (Tipo braquete).
AISLADORES TIPO SUSPENSIÓN.- Son empleados de dos tipos: Monocuerpo y Aisladores de disco.
Materiales:
PORCELANA.- Menor costo, rigidez dieléctrica 6 a 6,5 KV/mm.
VIDRIO.- Mayor costo, mejor rigidez dieléctrica 14 KV/mm. Vidrio tipo sódico - cálcico.
SINTÉTICO.- Menor costo a largo plazo, mínimo mantenimiento, menor peso, línea de fuga dependiendo de las condiciones de la zona (contaminación).
3. NÚMERO DE AISLADORES EN CADENAS
3.1 CON AISLADORES TIPO PLATO
Por el Grado de Contaminación:
La norma IEC 60815 (1986) se refiere a la selección de los
aisladores para trabajo bajo condiciones de contaminación y es
aplicable a los aisladores de suspensión, anclaje y tipo poste.
Esta norma define cuatro niveles de contaminación y para cada nivel
de contaminación se especifica la correspondiente distancia de fuga
nominal en mm/kV (fase-fase).
Nivel de Contaminación
Mínima distancia de fuga
Fase-fase (mm/kV)
Insignificante 20-23
Medio 32
Fuerte 45
Muy fuerte 63
17
La cantidad de aisladores N por cadena, se calculará con la
siguiente fórmula:
N = Umax *De * fh
3 * di
N : Cantidad de aisladores en una cadena.
De (mm/kV) : Distancia de fuga mínima (debido a la polución).
Vmax (kV) : Tensión máxima de operación por fase.
fh : Factor de corrección por altitud.
fh = 1 + (100
1000h) * 0,0125
h (m) : Altura sobre el nivel del mar.
di (mm) : Distancia de fuga de cada aislador proporcionado por
el fabricante.
EJEMPLO:
Cuál será el número de aisladores en una cadena de suspensión siendo los
aisladores de 0,254 m de diámetro con paso 0,146 m, la línea de transmisión es
de 220 KV y será operada en una región de polución media.
Datos del fabricante de
aisladores:
VALORES
MECÁNICOS
DIMENSIONES VALORES ELÉCTRICOS VALORES
MECÁNICOS
D P´ L Frec. industrial
SECO LLUVIA
Impulso
+ -
ELEC.
MEC. ROTURA
COMERCIAL
ST 254 V8 CB
TECNICO
ST 254 F8 A 4616
mm
254
mm
146
mm
320
KV
80 50
KV
120 125
Lbs.
15 000
KN
80
COMERCIAL
ST 254 V12 AC CB
TECNICO ST 254 N12 A46 G5
254
146
320
80 50
120 125
25 000
120
ST 254 V12 AP CB
ST 254 F12 P4616
254
146
390
95 55
130 115
25 000
120
Estándar
Polución
di = 320 mm (Aislador estándar) del Fabricante
de = 32 mm/KV……..del Cuadro polución
Umax = 245 KV
18
n = 3203
32245 = 14 aisladores
Si consideramos polución fuerte: de = 45 mm/KV.
n = 3203
45245 = 20 aisladores estándar.
n = 3903
45245 = 16 aisladores antifog.
(Aisladores antifog: di = 390 mm)
Por Sobretensiones de Maniobra:
Para determinar la cantidad de aisladores por cadena, debemos calcular la
Tensión Crítica de Maniobras con la siguiente fórmula:
Us = 1,10* Vn * 2 * Kt * H
3 * (1-0.055 * K) * δn * K11
Us : Tensión crítica de maniobras.
Kt : Factor de sobrevoltaje (2,5 hasta 220 kV).
H : Factor de corrección con tensión debido a la humedad.
K : Número de desviaciones normales
δ : Factor de densidad relativa del aire.
K11 : Factor de corrección por lluvia (tensión crítica con
lluvia/tensión crítica seco).
1,1*Vn : Tensión nominal del sistema, incrementada en 10%
n : Componente empírico (depende de la longitud de la cadena)
Una vez calculada la Us, se procede a determinar la cantidad de aisladores con ayuda
de la siguiente tabla:
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
kVp
Número Aisladores Ejemplo: Si Us = 800 kV, se determina 17 aisladores.
19
Por Sobretensiones a Frecuencia Industrial
Para determinar la cantidad de aisladores por cadena, debemos calcular la
Tensión Crítica a Frecuencia Industrial con la siguiente fórmula:
Vfi = 1,10 Un * 2 * Kfi * H
3 * (1-0.02 * K) * δn * K11
Vfi : Tensión crítica disruptiva a frecuencia industrial
Kfi : 1,5 Incremento de tensión durante una falla.
H : Factor de corrección con tensión debido a la humedad.
K : Número de desviaciones normales
δ : Factor de densidad relativa del aire.
K11 : Factor de corrección por lluvia (tensión crítica con lluvia/tensión
crítica seco).
1,10*Un : Tensión nominal del sistema incrementada en 10%
n : Componente empírico (depende de la longitud de la cadena)
Una vez calculada la Vfi, se procede a determinar la cantidad de aisladores con ayuda
de la siguiente tabla (cálculo del espaciamiento de la cadena):
Por Sobretensiones Externas
Estas sobretensiones son las que se producen por causa de las condiciones atmosféricas, tales como rayos, cargas estáticas de las líneas, etc. Para determinar la cantidad de aisladores por cadena, debemos calcular la Sobre Tensión originada por un rayo, con la siguiente fórmula:
20
U = (1-C) * Z * K * I ± en
U : Sobre tensión originada por un rayo.
C : Factor que depende de las dimensiones y resistencia del soporte (torre).
C = (50/Zn) * Log (b/a)
Zn : 500 Ω Valor práctico usado en LL.TT.
b : Distancia entre el conductor superior y la imagen del cable de guarda.
a : Distancia entre el conductor y el cable de guarda.
Z : Impedancia efectiva vista desde el punto donde cae la descarga.
I : Intensidad de la descarga atmosférica.
K : Número de desviaciones normales.
en : Voltaje nominal pico (Unominal * √2)
Una vez calculada la U, se procede a determinar la cantidad de aisladores con ayuda
de la tabla del fabricante de aisladores referido a la capacidad de sobretensión de
impulso atmosférico.
Resumen:
Una vez determinada la cantidad de aisladores por cadena, según los 3
procedimientos, se elige el caso más crítico, es decir la mayor cantidad de
aisladores.
3.2 CON AISLADORES TIPO MONOCUERPO, Polímero
Dependiendo de la longitud de la cadena y según la línea de fuga total, cada fabricante ofrece el aislador que cumpla o supla dichos requisitos por ejemplo: Para aplicaciones de 230 kV el aislador Reliable Power Products tiene dos productos.
CÓDIGO
Longitud
Total
Diámetro
Disco Paso
Línea de
fuga
Carga Mec.
Específica
SML
(mm) (mm) (mm) (mm) (KN)
S178119VA02 3023 129 50 8051 120
S178103VA05 2616 129 39 8051 120
21
40
30
20
10
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
VOLTAJE TOTAL
%
n elementos
Soporte
40
30
20
10
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
VOLTAJE TOTAL
%
n elementos
Soporte
Para determinar los niveles de polución en aisladores poliméricos, usaremos la
siguiente tabla, según Norma IEC 60815 (1986):
Nivel de Contaminación
Mínima distancia de fuga
Fase-fase (mm/kV)
Ligero 16
Medio 20
Pesado 25
Muy pesado 31
Extremadamente pesado 40
Casos excepcionales 50
4. DISTRIBUCIÓN DE TENSIÓN EN UNA CADENA DE AISLADORES La tensión a la que está sometido un aislador en una cadena no es igual en todos los elementos que lo conforman y se presentan dos casos.
4.1 CADENA SIN ELEMENTOS DE UNIFORMACIÓN DEL CAMPO:
4.2 CADENA DE ANILLOS DE UNIFORMACIÓN:
22
CONTAMINACIÓN.
Ocasiona pérdidas por contorneamientos, se debe hacer un estudio con el fin de dimensionar correctamente y luego hacer mantenimientos periódicos.
La suciedad del aislador se recoge y se mide en mg/cm2. Solución tipo antifog y resistencia graduada silicónicos.
5. ACCESORIOS El aislador debe operar en una de las siguientes condiciones:
Cadena en suspensión.
Cadena en anclaje; generalmente es un plato más que la suspensión. Los accesorios están compuestos de diferentes piezas para permitir al cable estar unido a la estructura a través de la cadena. CADENAS DE SUSPENSIÓN:
- Los accesorios, soportan el peso vertical. - Grampa de suspensión. - Protector de cable (Armord - Rods). - Ojal - Socket. - Anillo de potencial/raqueta. - Ojal en bola. - Estribo.
CADENA DE ANCLAJE:
Sus accesorios soportan todos los esfuerzos horizontales de los conductores y son los siguientes:
Grapa de anclaje.
Ojal - Socket.
Anillo de potencia/raqueta.
Ojal con bola.
Estribo.
Cuello muerto.
23
Capítulo VII
SOFTWARE PARA EL DISEÑO Y
CONSTRUCCIÓN DE LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN
24
Objetivos:
Consideraciones para el diseño de una línea de transmisión, aplicando herramientas computaciones. Asimismo, el procedimiento aplicado en la construcción de una línea de transmisión en alta tensión.
25
INDICE
1. Introducción.
2. Software aplicativo.
3. Criterios de construcción de un L.T.
26
1. INTRODUCCIÓN
Para diseñar una línea de transmisión se debe tomar en cuenta, entre
consideraciones, lo siguiente:
Demanda de potencia a transmitir.
Condiciones de operación.
Condiciones ambientales.
Ubicación de la línea.
Tipos de materiales o suministros componentes de la línea (postes,
torres, cables, aisladores, fundaciones, puesta a tierra, etc.)
Para construir una línea de transmisión se deben considerar algunos
aspectos previos (antes de la ejecución) y durante la ejecución:
Saneamiento de faja de servidumbre
Estudio de Impacto Ambiental
Aprobación del INC-CIRA
Trazo de ruta e Ingeniería de detalle.
Mejoramiento de accesos a la zona de trabajo.
Clasificación de personal idóneo
Herramientas adecuadas (winche, freno, poleas, tirfor, etc)
Procedimiento de Seguridad y Plan de Contingencia.
2. SOFTWARE APLICATIVO
2.1 MAT LAB
Mat Lab, es un programa de cálculo matemático muy flexible y potente
con posibilidades gráficas para la presentación de los datos, por lo que
se utiliza en muchos campos de la ciencia y la investigación como
herramienta de cálculo matemático.
Una línea de transmisión se puede modelar bajo un esquema
simplificado de acuerdo su comportamiento eléctrico (ver figura adjunta),
y sobre la cual podemos analizar simulaciones de acuerdo a los
parámetros eléctricos propios de la línea.
27
Representación esquemática de una línea de transmisión:
Donde: Z= Impedancia Eléctrica R= Resistencia Eléctrica
X=Reactancia Y= Admitancia
G= Perditancia (Conductancia) B= Susceptancia
Mat Lab, calcula y simula variaciones de parámetros en la líneas, es decir se
ingresa datos de entrada de la línea, como son: longitud, características del
conductor.
Simulación de un sistema a través de librería en Mat Lab
28
2.2 ATP Draw
El ATP Draw es un procesador gráfico que permite modelar las líneas de
transmisión de diferentes maneras. Las limitaciones de un modelo
sencillo pueden hacer inservible una simulación. Se recurre entonces a
modelos más rigurosos, suponiendo que una mayor complejidad trae
aparejada una mejor representación.
Pero esto dependerá del fenómeno que se quiere simular. En lo que
sigue se utilizarán los modelos de línea de que dispone el ATP para
simular la conexión trifásica de una línea en vacío, la conexión de una
fase, también en vacío, un cortocircuito monofásico, y la apertura de una
línea en vacío.
Con esto puede compararse el comportamiento de cada modelo,
particularmente en lo que se refiere a los modos de propagación aéreos
y de tierra, el estado estacionario, y la carga atrapada, asimismo sirve
para calcular los parámetros de la línea, siempre tomando como
esquema de principio el modelo π de una línea.
Ejemplo: Considerando la disposición de conductores.
Datos:
Conductores:
- Resistencia = 0,0585 ohm/km
- Diámetro = 3,105 cm
- Skin = 0,32
29
Cables de guarda:
- Resistencia = 0,304 ohm/km
- Diámetro = 1,6 cm
- Skin = 0,187
Longitud de la línea = 84,6 km
Aplicando ATP Draw, se calculará los parámetros de la línea
30
Resultados obtenidos: R0= 0,16734 ohm/km X0=0,7605957 ohm/km B0= 3,67062 E-6 mhos/km R1=R2=0,01638573 X1=X2=0,3348223 ohm/km B1=B2= 5,001272 E-6 mhos/km
2.3 SAP 2000
SAP 2000, software informático que sirve para simular esfuerzos en estructuras y desarrolla el cálculo estructural de cada elemento que compone la estructura (diagonales, montante, etc).
Con el programa SAP 200 se puede controlar los factores de seguridad aceptables en nuestro caso para torres de anclaje y suspensión, también en pórticos de SSEE, los parámetros controlados son:
Relación de Esbeltez
Comprensión de elementos
Deformación (desplazamiento horizontal en la cima de la torre)
Relación de Esbeltez:
La relación entre la longitud efectiva de un miembro comprimido
normalmente respecto al radio de giro, ambos referidos al eje de menor
inercia, se denomina relación de esbeltez.
La relación de esbeltez kL/r de un miembro comprimido no excederá
(según el elemento):
Elemento montantes < 150
Elemento Diagonales < 200
Elemento Arriostre < 250
Resistencia a Compresión:
La resistencia minorada a compresión, es el valor que se obtiene de
analizar el modo de pandeo flexional de la sección del miembro
comprimida normalmente, se expresa como la fuerza admisible según
dimensiones del perfil entre la fuerza de compresión calculada por el
SAP, este coeficiente debe ser mayor a la unidad.
Rc= Fuerza admisible / Resistencia compresión > 1.
Deformación:
El desplazamiento vertical en la parte superior de la torre no debe
exceder el 0,5% de la longitud total de la estructura (tolerancia
admisible). Ejm una torre de 30 m, tolerancia desplazamiento admisible
es 15 cm.
31
2.4 DLTCAD: DISTRIBUCIÓN DE ESTRUCTURAS
Software informático que sirve para realizar la distribución óptima de estructuras (postes, torres) entre otros cálculos que realiza, los más importantes son:
2.4.1 CALCULO MECANICO DE CONDUCTORES
Esta opción es aplicable en dos fases:
Etapa de prediseño: Puede generar una tabla de cálculo mecánico de conductor, según el rango de vanos definidos y el desnivel considerado; muy útil para hacer el cálculo de prestaciones de soportes u otros análisis previos al desarrollo de la distribución de estructuras.
Etapa de diseño: Calcula automáticamente la catenaria y todos sus componentes para todos los vanos y según la hipótesis de trabajo. En esta fase se recalcula la catenaria y por consiguiente los esfuerzos, los vanos, las flechas y otros parámetros, cada vez que se ejecuta una acción que implique la variación de alguno de esos valores, por ejemplo al reubicar un soporte, al cambiar de hipótesis, al cambiar el EDS, etc.
Para el cálculo de la catenaria y las tensiones del conductor se emplean las ecuaciones hiperbólicas exactas, aplicando métodos numéricos finitos para la solución de algunas ecuaciones. Con esto se logra la máxima precisión en los cálculos, aprovechando las ventajas que ofrece el computador.
2.4.2 CALCULO DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD
Distancia vertical al terreno:
Evalúa la distancia vertical al terreno de la catenaria en todos los puntos de la curva, tomando como referencia el valor límite que el usuario establezca según las normas técnicas y las consideraciones de seguridad necesarias. Además, incorpora opciones que le permiten configurar distancias de seguridad diferentes para los casos especiales, como por ejm. Cruces de carreteras, calles, ríos, caminos, etc. Para estos casos permite crear nuevos atributos y configurar las distancias de seguridad independientes. El programa evalúa en tiempo de diseño las distancias de seguridad verticales para todos los puntos del perfil topográfico, generando alarmas gráficas en caso de que alguna catenaria se encuentre por debajo de los límites establecidos, facilitando al usuario tomar las acciones correctivas necesarias.
Distancia entre conductores: Evalúa en cada vano las distancias entre conductores de las diferentes fases a medio vano, calculando en cada caso las distancias reales entre fases según la configuración geométrica de los soportes laterales. Luego estas distancias son comparadas con los valores permisibles, contando para ello con las formulaciones establecidas por las diferentes normas técnicas, las mismas que
32
el usuario podrá seleccionar de acuerdo a sus consideraciones de diseño. En caso de que un vano en particular no cumpliera con las distancias mínimas de seguridad, se genera una alarma gráfica fácil de identificar.
Aplicando esta opción se pude definir fácilmente y en tiempo de diseño, la longitud máxima de cada vano por espaciamiento eléctrico, basándose en la configuración geométrica de las estructuras utilizadas y según el perfil topográfico.
2.4.3 CALCULO DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD
Calcula Las distancias mínimas de seguridad verticales para cada tipo de catenaria y muestra en el modelo gráfico. Diferenciando las zonas de paso a obstáculos o puntos donde se requiere distancias de seguridad diferentes (carreteras, ríos, caminos, etc).Evalúa en cada vano las distancias entre conductores de diferentes fases a medio vano, calculando en cada caso las distancias reales entre fases según la configuración geométrica de los estructuras laterales
2.4.4 CALCULO DE OSCILACION DE CADENA (Disponible en módulo Full)
Evalúa en tiempo de diseño la oscilación de las cadenas de aisladores y presenta una alarma gráfica en caso de superar los imites permisibles. Permite adicionar contrapesos y recalcula automáticamente las nuevas condiciones de las cadenas.
2.4.5 CALCULO DE TABLAS DE FLECHADO
Genera las tablas de flechas para las condiciones de conductor sobre poleas y conductor engrapado.
33
Los cálculos se realizan para un rango de temperaturas, mostrando las flechas y el corrimiento del conductor para cada soporte.
2.4.6 ARBOL DE CARGAS (Disponible módulo Full)
Calcula y muestra el árbol de cargas para cada estructura, simulando el comportamiento en condiciones normales y condiciones de rotura de conductor. Los resultados se pueden ver en forma gráfica para cada soporte o presentar en un tabla de resultados que a su vez es exportable.
2.4.7 ANÁLISIS DE CONTRAPERFILES (Disponible en módulo Full)
Este concepto es especialmente importante en zonas donde las pendientes trasversales a la ruta de la línea son significativas. Por lo que es necesario analizar las distancias de seguridad verticales de los conductores laterales. El DLTCAD incorpora una tabla de datos de contraperfiles que puede ser editado por el usuario. Permite definir hasta tres contraperfiles paralelos al eje de la línea, con lo cual permite controlar las distancias de seguridad del conductor en tempo de diseño.
2.5 FLUJO DE POTENCIA DIGSILENT
Software que simula modela y analiza sistemas eléctricos
Concepto General
DIgSILENT PowerFactory tiene un gran número de avanzadas características que proporcionan gran flexibilidad y brindan el mejor soporte posible al usuario.
34
Integración Funcional
DIgSILENT Power Factory está concebido como un solo programa ejecutable, y es completamente compatible con Windows 95/98/NT/2000/XP. El método de programación empleada permite un una rápida ejecución, y elimina la necesidad de volver a ejecutar módulos y para actualizar o transferir resultados entre diferentes aplicaciones del mismo programa. Como ejemplo, el análisis de flujos de potencia, análisis de falla y flujos armónicos pueden ser ejecutados subsecuentemente sin tener que volver a ejecutar el programa, habilitando módulos adicionales o permitiendo la lectura de archivos de datos externos.
La integración total es la llave del concepto de DIgSILENT PowerFactory para un desarrollo rápido y confiable de futuras versiones del programa.
Verticalmente Integrado
Una característica especial de DIgSILENT Power Factory es el concepto único de modelo verticalmente integrado. Esto permite que los modelos se puedan compartir para cualquier función y tipo de análisis y mas importante, para categorías de análisis en diferentes sistema, tales como Generación, Transmisión, Distribución e Industrial. Es decir, con DIgSILENT Power Factory no se necesitan otros programas para analizar aspectos separados de un sistema eléctrico, ya que se puede acomodar a cualquier sistema gracias a un marco y base de datos totalmente integrados.
Integración de la Base de Datos
DIgSILENT Power Factory proporciona una organización óptima de datos y definiciones definidas para realizar cualquier tipo de cálculos, memorizando los ajustes y las opciones del cálculo. No es necesaria la tediosa organización de diferentes archivos para definir varios tipos de análisis. El ambiente de la base de datos de PowerFactory integra totalmente todos los datos requeridos para definir casos, escenarios, diagramas unifilares, resultados, condiciones de simulación, graficas, modelos de usuario, etc. Ya no hay necesidad de organizar y mantener varios archivos en disco duro.
35
3. CRITERIOS DE CONSTRUCCIÓN DE UNA L.T.
CONSTRUCCIÓN: Inicia desde el proceso de selección del contratista,
planificación de actividades y ejecución de las actividades de la
construcción, es decir todo lo que involucra para la ejecución de la obra,
atravesando por las fases de obras civiles y electromecánicas, gestiones
administrativas (CIRA, Municipio, Permisos, Servidumbre).
Consideraciones:
Saneamiento de faja de servidumbre
Estudio de Impacto Ambiental
Aprobación del INC-CIRA
Trazo de ruta e Ingeniería de detalle.
Mejoramiento de accesos a la zona de trabajo.
Clasificación de personal idóneo
Herramientas adecuadas (winche, freno, poleas, tirfor, etc)
Procedimiento de Seguridad y Plan de Contingencia.
3.1 FASE INICIAL: EXPEDIENTE DE CONVOCATORIA
Todo Expediente Técnico para la convocatoria de Ejecución de Obra,
debe contener:
Cronograma (Publicación de Convocatoria/Licitación).
Bases de Licitación.
Memoria Descriptiva.
Especificaciones Técnicas ( Suministro y Montaje)
Cálculos Justificativos
Planos de Ejecución de Obras.
Metrado y Presupuesto Referencial.
36
Ejemplo de Convocatoria:
3.2 FASE MEDIA: PROCESO DE SELECCIÓN DEL
CONTRATISTA Y FIRMA DEL CONTRATO.
PRESENTACIÓN DE PROPUESTAS
* Sobre N° 01 : Credenciales.
* Sobre N° 02 : Propuesta Técnica.
* Sobre N° 03 : Propuesta Económica.
EVALUACIÓN DE PROPUESTA TÉCNICA
EVALUACIÓN PROPUESTA ECONÓMICA
* Resultados de la evaluación técnica.
* Apertura de la Propuesta Económica.
* Otorgamiento de la Buena Pro.
NEGOCIACIÓN Y FIRMA DEL CONTRATO
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3.3 FASE FINAL: EJECUCIÓN DE OBRA
Actividades de Obras Civiles y Montaje Electromecánico:
- OBRAS CIVILES Y MONTAJE
TRABAJOS PRELIMINARES
a) Trazado y Replanteo.
b) Preparación de Cuaderno de Obra.
c) Ingeniería de Detalle.
TRABAJOS COMPLEMENTARIOS
a) Inspección de la Zona y recepción de materiales.
b) Procedimientos de seguridad.
c) Plan de prevención de accidentes.
d) Trámites ante Municipalidades y otros.
e) Organización del Trabajo.
INSTALACIÓN DE EQUIPOS EN LL.TT.
a.- Excavación de cuñas y fundaciones.
b.- Nivelación de Base y compactación de fundación.
c.- Montaje de la torre propiamente dicho.
d.- Instalación de aisladores.
e.- Instalación de winche y freno.
f.- Tendido de conductores (de fase y cable de guarda).
g.- Flechado y engrampado.
SECUENCIA FASE DE CONSTRUCCIÓN:
1. TRAZADO/REPLANTEO DE UBICACIÓN DE ESTRUCTURAS
Verificación del perfil longitudinal.
Replanteo de patas.
Verificación de oscilación transversal.
Verificar vanos.
2. TRAZADO DE SECCIONES DIAGONALES
A partir de las características de las torres.
Medida de las distancias de las patas en ambos casos con datos dados por el que suministra la torre.
Trazado de patas.
Trazado de diagonales
38
= 1,5
3,5 3,5
L = 2,5
H
L = 2,5
C
3. EXCAVACIONES
Movimiento de tierras para permitir un buen montaje de estructura y fundaciones.
- Excavaciones de cuña
Tajo inicial hasta llegar al Delta ( ) deseado.
- Excavaciones de fundaciones
Luego de haber efectuado la excavación de la cuña hasta el nivel
“O” se procede a la excavación de la fundación.
Método práctico de calcular el volumen. Área de base = L · L
Altura = H
Volumen = L2 · H
- Otras actividades complementarias
Construcción de muros de contención (huaycos y ríos).
Caminos de acceso peatonal.
Fundaciones especiales en cauce de ríos o zonas de deslizamiento.
Retirar rocas que pueden caer de las partes altas (seguridad del personal y posibles daños a la torre).
Desquinche de rocas para dar altura de seguridad del conductor sobre el suelo en el vano.
39
0,3 m
0,30 m
VISTA A-A
A A
4. MONTAJE
ACTIVIDADES PRELIMINARES
Selección de materiales/embalaje de almacén central.
Transporte y traslado de materiales desde almacenes hasta campamento y lugar de ubicación de la torre mediante el empleo de personal ó acémilas.
MONTAJE DE PATAS O FUNDACIONES
Fundación metálica, parrilla.
Fundación de concreto.
Esperar de 4 a 6 días para el secado del concreto.
NIVELACIÓN DE BASE
Una vez instalado las 4 fundaciones se instala los 4 cuadrantes para proceder a la
nivelación en un sentido vertical y horizontal.
40
Dado de
concreto
Nivelación con
manguera de agua
Cuadrante
COMPACTACIÓN
Rellenar las patas una vez nivelado mediante el empleo de una vibradora eléctrica
(apisonadora).
5. MONTAJE DE TORRE (Propiamente)
PROPIAMENTE - Ensamblado de caras de la torre. - Instalación de pluma de montaje de torre. - Instalación de poleas de 1 a 2 Tn. - Izado de caras de la torre, caras opuestas mediante empleo de pluma. - Tejido de las otras caras. - Cambio de posición de la pluma. - Izado de caras/tejido hasta completar la altura total. - Izado de crucetas y crucetas de cable de guarda si los hubiera. - Retirar/desmontar pluma de montaje.
EQUIPO A UTILIZAR - Un winche de montaje de torre de 2 Tn de tiro directo con su respectiva
coordina. - Una pluma de montaje de 11 m. - Lazos de servicios (80 metros) de ¾” de diámetro. - Llaves de montaje de torres adecuado a los pernos que se emplean. - Estrobos metálicos para asegurar pluma y poleas. - Poleas de 2 a 3 Tn. - Vehículos.
RENDIMIENTO PERSONAL El personal señalado puede montar, sin considerar la fundación, una
torre de 10 Tn en dos (02) días.
41
6. TENDIDO
Instalación de rondanas en torre de anclaje e instalación de cadenas en torres de suspensión y sus respectivas rondanas.
Instalación de winche y freno en una distancia de 3 a 5 Km. de acuerdo a las condiciones topográficas, con sus respectivos sistemas de anclaje.
Instalación de cable coordina, entre el winche y el freno. PROCEDIMIENTO
- Se hace pasar a través de las rondanas un cable guía denominado coordina, que posee un diámetro según el calibre del conductor. Ejemplo:
ACAR 25,9; 26,1; 27,36 mm coordina de 13 mm .
CURLEW/PHEASANT 31,68; 35,1 mm coordina de 16 mm .
Usar coordina incorrecta puede ocasionar su rotura.
- Una vez que en el extremo de la coordina llegue donde está el freno se instala mediante medias, yuntos giratorios para unir la coordina con el cable
- Proceder con el tendido mediante la aplicación de un tiro aproximado de 20 a 22 % de la tensión de rotura del cable hasta que el conductor llegue a la torre opuesta donde se está realizando el tendido.
EQUIPAMIENTO - Winche de 5 Tn con su respectivo freno. - Accesorios para la unión de coordinas y conductor (medias, yuntos
giratorios, etc). - Coordina de 5 a 6 Km. - Rondanas de acuerdo a la característica del conductor. - Walkie-Talkie (Comunicación entre operador de winche, freno y puntos
intermedios).
PERSONAL - 2 operadores de winche. - 2 operadores de freno. - Personal de apoyo para instalación de coordina, 20 personas los mismos
participan en los diferentes vanos para evitar que el conductor se malogre.
- 6 linieros con calificación de operarios de instalación de rondanas. - 1 supervisor.
RENDIMIENTO: 6 Km. por día.
42
7. FLECHADO ENGRAPADO
Luego de tendido el conductor éste debe ser puesto en flecha para luego engrampar a la cadena de suspensión, el método se llama CONTROL DE FLECHA DEL CONDUCTOR y se hace empleando con un teodolito mediante el método de TRIANGULACIÓN.
El flechado debe hacerse entre dos torres de anclaje (cuando hay muchos vanos 8 a 12 torres). Se hace el flechado por tramos jalando el conductor desde tierra.
Para controlar la flecha es necesario escoger un vano representativo, generalmente es el mismo vano de regulación del tendido, se elige un vano que esté en el centro del sector que tenga la mayor longitud.
PROCEDIMIENTO:
1. Escoger un vano a flechar y un vano actual para verificación. 2. Leer con termómetro la temperatura actual del conductor (del ambiente). 3. Descontar el creep del conductor de 20 años en °C equivalentes y añadir el
creep del conductor por el tiempo de estadía en poleas (datos del fabricante).
4. Las flechas para temperaturas intermedias serán determinadas por interpolación lineal.
5. La lectura del corrimiento en poleas se lee como positivo en el sentido de la numeración de la línea de transmisión.
En la práctica se tiene una tabla de flechado para diferentes condiciones de templado.
HIPÓTESIS I II III
DESCRIPCIÓN Máximo Esfuerzo EDS Flecha Máxima
Temperatura ºC 0 25 60
Veloc. del viento (Km/h) 75 0 0
Costra de Hielo (mm) 0 0 0
Esfuerzo, (Kg/mm2) R / f.s. 18% R ?
Factor de sobrecarga 1,1428 1 1
43
MEDICIONES Y PRUEBAS FINALES:
1. Verificación de Distancias de Seguridad
En base a la Tabla 232-1a, del CNE 2011 Suministro se debe verificar
las distancias de seguridad
2. Revisión previa.
a.- Relleno y compactado y retiro de materiales sobrantes (EIA).
b.- Correcta aplicación de la pintura asfáltica. c.- Correcto montaje de estructuras, verticalidad dentro de las
tolerancias, ajuste de pernos, adecuado galvanizado o en caso de daños correctamente resanados.
d.- Correcto montaje de cadenas, verticalidad y limpieza. e.- A lo largo de línea verificar distancias de seguridad,
ubicación de empalmes y amortiguadores. f.- Verificación de flechas.
3. Protocolo de Pruebas en Blanco y Puesta en Servicio a.-
a. Mediciones de Resistencia de fase.
b.- Verificar la continuidad y secuencia de fases.
c.- Medición de la impedancia de secuencia positiva y homopolar.
d.- Medición de resistencia de puesta a tierra de los soportes.
3. Energización gradual del sistema e inicio de operación
experimental.
44
Ilustraciones fotográficas:
-Fundaciones
- Montaje de la la primera mesa de la torre:
45
46
Tendido de conductores
47
