Análisis de La Inducción Electromagnética de Líneas de Transmisión Sobre Ductos Subterráneos
March 26, 2023 | Author: Anonymous | Category: N/A
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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
DISEÑO D DE M MEJOR A D DE C CALIDAD P PAR A L LA PUESTA E EN S SER VICIO D DE L LA L LÍNEA D DE TR ANSMISIÓN V VILLA R R ICA – P PUER TO BER MUDEZ E EN 6 60k V”
“
TESIS PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA Bach. Alfredo, CESPEDES ZÚÑIGA HUANCAYO - PERÚ
2010
A S E S O R M.Sc. IING. J JOR GE L LUCIANO C CAIR O HUR TADO
DEDICATOR IA A mis padres por el apoyo que me brindaron y por ser mis guías en todo momento. A los docentes de la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, por la enseñanza brindada en mi formación profesional.
I N D I C E CARÁTULA ASESOR ..................... ........................................... ............................................ .............................................. ............................................. .....................
I
DEDICATORIA ....................... ............................................. ............................................ ............................................... ............................... ......
II
ÍNDICE .............................................. .................................................................... ............................................... ............................................ ...................
III
RESUMEN .................... .......................................... ............................................. ............................................. .......................................... ....................
XII
INTRODUCCIÓN ......................... ............................................... ............................................ ............................................ .......................... ....
01
CAPÍTULO I SISTEMA ELÉCTRICO VILLA RICA – PUERTO BERMUDEZ. 1.1. Consideraciones generales .............................................. .................................................................... .............................. ........
4
1.1.1. Características de la línea de transmisión Villa Rica – Puerto Bermudez ..................... ............................................ ............................................. ............................................. .........................
5
1.1.2. Condiciones climatológicas climatológicas ................... ............................................. ........................................... .................
6
1.1.3. Condiciones ambientales ..................... ............................................ ............................................. ........................
6
1.1.4. Normas aplicables ........................................... ................................................................. .................................. ............
7
1.1.5. Ancho de faja de servidumbre ....................... .............................................. .................................... .............
7
1.2. Criterios de interconexión ................... ...................................... ......................................... ....................................... .................
7
1.2.1. Niveles de tensión ..................... ........................................... ............................................ .................................. ............
7
1.2.2. Flujo de potencia ............................................... ..................................................................... ................................ ..........
8
1.2.3. Regulación de tensión ............................................ ................................................................... ........................... ....
8
1.2.4. Niveles de cortocircuito cortocircuito .................... ........................................... .............................................. ...........................
9
1.3. Criterios de diseño eléctrico ...................... ............................................... ................................................ ........................... ....
9
1.3.1. Criterios de operación ...................... ............................................ ............................................. ........................... ....
9
1.3.2. Capacidad Capacidad de transporte de conduc conductores tores (Ampacidad) .....................
9
1.3.2.1. Tipo y material ........................ .............................................. ............................................ ..........................
9
1.3.2.2. Ampacidad ......................... ............................................... ............................................ ............................. .......
10
1.3.3. Niveles de aislamiento ...................... ............................................ ............................................. .......................... ...
10
1.3.3.1. Material ......................... ............................................... ............................................ .................................. ............
10
1.3.3.2. Nivel básico básico de aislamiento ...................... ............................................ ............................ ...... 1.3.3.3. Nivel de aislamiento aislamiento por distancia de fuga ................... ........................... ........
10 11
1.3.3.4. Cadena de aisladores aisladores ...................... ............................................... ....................................... ..............
11
1.3.4. Distancias mínimas mínimas de seguridad ...................... ............................................. ................................ .........
12
1.3.4.1. Distancias verticales verticales ..................... ............................................... ......................................... ...............
12
1.3.4.2 Distancia mínima horizon horizontal tal entre conductores conductores de acuerdo a las flechas ................... ............................................ ................................................. .................................. ..........
13
1.3.4.3. Ángulo Ángulo de oscilación del conduc conductor tor ...................................... ......................................
14
1.3.5. Sistema de puesta puesta a tierra ...................... ................................................ ............................................ ..................
15
1.3.5.1. Material ......................... ............................................... ............................................ .................................. ............
15
1.3.5.2 Tipos ......................................................................................
16
1.4. Criterios de diseño mecánico .................... ............................................. ................................................ ........................... ....
17
1.4.1. Criterios de presión del viento viento ...................... ............................................ .................................... ..............
17
1.4.2. Hipótesis de carga carga del conductor ............................................... ...................................................... .......
17
1.4.3. Efecto creep ............................................. ................................................................... .......................................... ....................
19
1.4.4. Tensado del conductor conductor ................... ............................................ ................................................. ............................
20
1.4.5. Hipótesis de carga carga del cable de guarda ............................................. .............................................
21
1.4.6. Estructuras de soporte ............................................ .................................................................... ........................... ...
22
1.4.6.1. Material y configuración configuración .................... ............................................. ................................... ..........
22
1.4.6.2 Tipos de estructuras estructuras .................... ............................................. ........................................... ..................
22
1.4.7. Cálculo mecánico mecánico de estructuras ...................... ............................................ ................................. ...........
23
1.4.7.1. Definiciones básicas de diseño para el cálculo mecánico de estructuras ......................... ............................................... ............................................. ............................... ........
23
1.4.7.2 Casos de carga carga ...................... ............................................ ............................................. ........................... .... 1.4.7.3. Factores de sobrecarga sobrecarga .................... .............................................. ...................................... ............
24 26
1.4.7.4 Factores de resistenc resistencia ia para las estructura estructurass ........................... ...........................
26
1.5. Criterios de diseño de las obras obras civiles ....................... .............................................. .................................. ...........
27
1.5.1. Normas aplicables .......................................... ................................................................. ................................... ............
27
1.5.2. Geología y geotecnia ..................... ........................................... ............................................ .............................. ........
27
1.5.3. Fundaciones ............................................... ..................................................................... ........................................ ..................
28
1.5.4. Forma ...................... ............................................. ............................................. ............................................ ............................. .......
28
1.5.5. Factor de seguridad seguridad al volteo .................... .......................................... ........................................ ..................
29
1.5.6. Factor de seguridad seguridad al arrancamiento .............................................. ................................................
29
1.5.7. Verificación de la capacidad capacidad portante ....................... .............................................. .........................
30
1.5.8. Diseño del concreto armado ..................... .............................................. ......................................... ................
30
CAPÍTULO II CÁLCULO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN. 2.1. Cálculos eléctricos eléctricos y mecánicos de los cond conductores uctores ..................................... .....................................
33
2.1.1. Características climatológicas y ambientales ................................... ...................................
33
2.1.1.1. Condiciones Condiciones climatológicas ......................... ............................................... ......................... ...
33
2.1.1.2. Condiciones Condiciones ambientales ..................... ........................................... .................................. ............
34
2.1.1.3. Normas aplicables aplicables ......................................... ................................................................. ........................
34
2.1.1.4. Presión del del viento ...................... ............................................ ............................................ ......................
34
2.1.2. Cálculo de la capacidad capacidad térmica del conductor conductor ................................. .................................
36
2.1.3. Análisis del flujo de potencia potencia .................... ............................................. ........................................ ...............
38
2.1.4. Distancias eléctricas apropiadas apropiadas ......................... ................................................ ............................... ........
64
2.1.4.1. Altura mínima de los cond conductores uctores sobre eell terreno ...............
64
2.1.4.2. Sobre carreteras ..................... ........................................... .............................................. ............................
64
2.1.4.3. Sobre conductores conductores de otras línea líneass eléctricas ......................... .........................
65
2.1.4.4. Entre conductor y eestructuras structuras de otras líneas eléctricas ........
65
2.1.4.5. Distancia Distancia horizontal mínima eentre ntre conductores conductores ....................
65
2.1.5. Cálculo mecánico mecánico de los conductores conductores ........................ ............................................... .......................
66
2.1.5.1. Selección Selección de la tensión EDS ............................................ ................................................. .....
66
2.1.5.2. Hipótesis de carga .................... .......................................... ............................................. .......................
67
2.1.5.3. Limitaciones Limitaciones de tensado .................... ............................................. .................................... ...........
68
2.1.5.4. Cálculo del creep ............................................ .................................................................. ........................
69
2.1.5.5. Esfuerzo Esfuerzo de los conductores .................... ............................................. .............................. .....
72
2.1.6. Cálculo mecánico mecánico del cable de guarda tipo OPGW OPGW .................... .......................... ......
77
2.1.6.1. Coordinación Coordinación de flechas y tensiones entre conductor de fase y cable de guarda guarda tipo OPGW ......................................... ............................................... ......
77
2.1.6.2. Hipótesis de carga para el cable de guarda de fibra óptica tipo OPGW ......................................... ............................................................... ................................... .............
80
2.2. Cálculo del nivel de aislamiento ...................... ............................................ ............................................. .......................
81
2.2.1. Condiciones climáticas y ambientales para el cálculo de aislamiento
81
2.2.2. Premisas de diseño ................... ......................................... ............................................ ................................... .............
82
2.2.3. Diseño mecánico ...................... ............................................ ............................................ ................................... ............. 2.2.3.1. Cadena de suspensión suspensión .......................................... ........................................................... .................
83 83
2.2.3.2. Cadena de anclaje anclaje .................... .......................................... .............................................. ........................
85
2.2.3.3. Conclusiones ..................... ........................................... ............................................ .............................. ........
85
2.2.4. Cálculo eléctrico eléctrico del aislamiento ...................... ............................................... ................................ .......
86
2.2.4.1. Cálculo del aislamiento por sobretensión a frecuencia industrial, húmedo ....................... ............................................. .......................................... ....................
86
2.2.4.2. Por sobretensión sobretensión de impulso atmosférico atmosférico ............................. .............................
94
2.2.4.3. Diseño del del aislamiento por distancia de fuga ........................ ........................
94
2.2.4.4. Selección Selección del aislador polimérico ....................... ......................................... ..................
96
2.2.4.5. Características técnicas del aislador polimérico tipo suspensión .......................................... ................................................................ .................................... ..............
96
2.3. Cálculo de estructuras .................... .......................................... ............................................ ......................................... ...................
97
2.3.1. Tipos de estructuras ..................... ........................................... ............................................ ................................ ..........
97
2.3.2. Prestación de estructuras ..................... .............................................. .............................................. .....................
98
2.3.3. Configuración Configuración de la parte superior de las estructuras ....................... .......................
98
2.3.3.1. Distancia Distancia de seguridad entre con conductores ductores de fases ...............
98
2.3.3.2. Ángulos Ángulos de oscilación de cad cadena ena y distancia a masa ............
100
2.3.3.3. Longitud de cruceta para estructuras tipo “S” .......................
101
2.3.3.4. Distancias de seguridad seguridad .................... ............................................. ..................................... ............
105
2.3.4. Diagramas de carga carga de las estructuras ......................... .............................................. .....................
106
2.3.4.1. Casos de cargas normales – viento viento transversal máximo .......
106
2.3.4.2. Casos de cargas normales – viento viento longitudinal máximo máximo .....
107
2.3.4.3. Casos de cargas excepcionales excepcionales .............................................. .............................................. 2.3.4.4. Montaje de conductor conductor y cable de guarda guarda ............................... ...............................
107 108
2.4. Diseño del sistema de puesta a tierra ........................ .............................................. .................................... ..............
109
2.4.1. Medición de la resistividad resistividad del terreno ............................................. .............................................
109
2.4.1.1. Método de medición .......................................... .............................................................. ....................
109
2.4.1.2. Cálculo de la resistividad resistividad .......................................... ...................................................... ............
110
2.4.1.3. Resultados Resultados del cálculo de la resistividad ............................... ...............................
112
2.4.2. Cálculo del sistema de de puesta a tierra ........................ .............................................. ........................
112
2.4.2.1. Conformación Conformación de la puesta a tierra ........................................ ........................................
113
2.4.2.2. Configuraciones Configuraciones de la puesta a tierra .................................... ....................................
113
2.4.2.2.1. Configuración tipo “A” .........................................
113
2.4.2.2.2. Configuración tipo “B” .........................................
117
2.4.2.2.3. Configuración tipo “C” .........................................
121
2.4.2.3. Aplicación Aplicación de los tipos de puesta a tierra en las las torres .........
124
2.5. Cálculo general de las fundaciones ........................ .............................................. ....................................... .................
125
2.5.1. Normas generales .......................................... ................................................................. .................................... .............
125
2.5.2. Fundaciones Fundaciones de torres metálicas .............................................. ........................................................ ..........
126
2.5.2.1. Forma ......................... ................................................ ............................................. .................................... ..............
126
2.5.2.2. Factor Factor de seguridad al volteo ................... .............................................. ...............................
127
2.5.2.3. Factor Factor de seguridad al arrancamien arrancamiento to ......................... ................................... ..........
127
2.5.2.4. Verificación Verificación de la capacidad portante ................................... ...................................
128
2.5.2.5. Diseño del del concreto armado .................... ............................................. .............................. .....
129
CAPÍTULO III CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO. 3.1. Consideraciones generales .............................................. .................................................................... .............................. ........
131
3.2. Estudio general general de calidad del servicio eléctrico ...................... .......................................... ....................
132
3.2.1. ¿Cómo se supervisa? ...................... ......................................... .......................................... ................................ .........
133
3.2.2. ¿Por qué se debe debe controlar la calidad del servicio? servicio? ........................... ...........................
133
3.2.3. En general podemos podemos decir de la calidad del servicio servicio eléctrico ..........
134
3.3. Índices de calidad calidad de suministro eléctrico .............................................. .................................................... ......
135
3.3.1. Interrupciones ....................... .............................................. ............................................. ...................................... ................
135
3.3.2. Indicadores de de la calidad de suministro ...................... ............................................ ......................
136
3.3.3. Tolerancias .................... .......................................... ............................................. .............................................. .......................
138
3.3.4. Compensaciones Compensaciones por la mala calidad de suministro suministro ......................... .........................
139
3.3.5. Control ...................... ............................................ ............................................ .............................................. ............................. .....
141
3.4. Aplicación de la normatividad normatividad de calidad del servicio eléc eléctrico trico ...................
143
3.4.1. Norma técnica de de calidad de los servicios eléc eléctricos tricos ........................ ........................
143
CAPÍTULO IV SUMINISTRO DE MATERIALES Y COSTOS REFERENCIALES. Resumen del presupuesto base ..................... ............................................... ................................................ .............................. ........
150
Cronograma de ejecución ejecución de obra ..................... .............................................. ............................................... .......................... ....
151
Análisis de costos unitarios .................... .......................................... ............................................ ........................................ ..................
152
Obras civiles ...................... ............................................ .............................................. .............................................. ..................................... ...............
169
Montaje electromecánico ...................... ............................................ ............................................ ......................................... ...................
171
Suministro de materiales principales ........................ .............................................. ........................................... .....................
172
CONCLUSIONES ................... ......................................... ............................................... ................................................ ............................. ......
174
RECOMENDACIONES RECOMENDACIONE S ............................................ ..................................................................... .......................................... .................
176
BIBLIOGRAFÍA ...................... ............................................ ................................................ ................................................. ........................... ....
178
ANEXOS ......................... ............................................... ............................................ .............................................. ........................................ ................
180
ANEXO Nº 01 : Capacidad térmica del conductor. ANEXO Nº 02 : Análisis del flujo de potencia. ANEXO Nº 03 : Cálculo mecánico de conductores. ANEXO Nº 04 : Cálculo mecánico del cable de guarda tipo OPGW. ANEXO Nº 05 : Cálculo mecánico de los aisladores. ANEXO Nº 06 : Cálculo de cargas sobre las estructuras.
ANEXO Nº 07 : Cálculo de la resistividad eléctrica del terreno. ANEXO Nº 08 : Cálculo general de las fundaciones. ANEXO Nº 09 : Diagrama unifilar general del sistema eléctrico. ANEXO Nº 10 : Detalle general de las estructuras de la línea de transmisión. tr ansmisión. ANEXO Nº 11 : Plano de la poligonal de la línea de transmisión. ANEXO Nº 12 : Perfil en doble terna de la línea de transmisión.
R E S U U M M E E N N E S Actualmente el déficit y la mala calidad del suministro eléctrico se deben a la falta f alta de oferta del sistema eléctrico del Valle del Rio Pichis y Palcazu. Por lo que Electrocentro para superar esta falta de oferta de energía eléctrica, ha previsto interconectarse al Sistema Interconectado Nacional desde la S.E. Villa Rica y de esta manera satisfacer las demandas actuales y futuras de energía eléctrica.
Por ello es necesario realizar un estudio de la línea de transmisión en 60 kV que será la interconexión de la S.E. de potencia de Villa Rica y la S.E. potencia Puerto Bermudez para que formen parte del Sistema Interconectado Nacional (SEIN) con lo que le permitirá a Electrocentro S.A. dotar de energía eléctrica a los centros poblados del del distrito de Puerto Bermu Bermudez. dez.
La poligonal de la línea más conveniente para el suministro, consistirá de una línea de transmisión en 60 kV que sale de la S.E. Villa Rica hacia la S.E. Puerto Bermudez con una distancia aproximada de línea de 64,62 km de propiedad de Electrocentro S.A. En el capítulo I denominado Sistema Eléctrico Villa Rica – Puerto Puerto Bermudez, se detalla las condiciones generales, los criterios que deben tener en cuenta para realizar la interconexión de la línea al SEIN y los criterios de diseño eléctrico y mecánico para la línea de transmisión y los criterios generales para las obras civiles.
En el capítulo II, se hace mención a los cálculos justificativos de la línea de transmisión, tal como el diseño mecánico del conductor y del cable de guarda, diseño de las estructuras tipos, el flujo de potencia para determinar las pérdidas de potencia en la referida línea, los niveles de aislamiento, el sistema de puesta a tierra y las respectivas r espectivas fundacione fundacioness de acuerdo al ttipo ipo de estructura a ser utilizado.
Considerando que la empresa Concesionaria de debe be brindar el servicio de de energía eléctrica a sus clientes, de acuerdo a los parámetros establecidos en las Normas Técnicas de Calidad de los Servicios Eléctricos, ha sido necesario incluir en el capítulo III de la presente tesis los indicadores de Calidad de Suministro (duración y frecuencia), asimismo las tolerancias y el respectivo control.
Uno de los aspectos importantes que permitirá cumplir los objetivos del proyecto, está orientado a la correcta selección de los materiales y equipos que se utilizaran en la ejecución de la obra, asimismo los diversos materiales deben estar adecuadamente especificados y deben cumplir con las normas vigentes. Un resumen de los principales especificaciones técnicas de los materiales utilizados en la ejecución de la obra y el respectivo costo referencial se describen en el capitulo IV.
También se incluyen las conclusiones y recomendaciones pertinentes, emanadas de la experiencia adquirida en la ejecución de los diversos proyectos ejecutados por el suscrito se incluye también la Bibliografía a la cual se ha recurrido para
profundizar y aclarar los fundamentos teóricos que permiten una óptima formulación de un proyecto de esta naturaleza y su adecuada programación y desarrollo de las actividades involucradas en la ejecución de la obra.
Y por último se detalla en los anexos los resultados de los diferentes cálculos justificativos eléctricos y mecánicos que son necesarios en la evaluación de la línea de transmisión en 60 kV.
El Autor.
I N N T T R R O D U U C C C C II Ó Ó N N O D La presente tesis desarrolla el diseño de la línea de transmisión en 60 kV que interconecta a las subestaciones de potencia de Villa Rica y Puerto Bermudez, se ha partido de la premisa que la empresa concesionaria Electrocentro S.A. debe cumplir con los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos y las obligaciones que tiene con sus clientes que opera en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 y la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos que fue aprobado mediante D.S. N° 020-97-EM del 11.10.1997 y sus respectivas modificatorias hasta el presente año. En el subsistema eléctrico del Valle del Rio Pichis y Palcazu, actualmente se viene incrementando considerablemente considerablemente el requerimiento de energía eléctrica, por cuanto se han instalado empresas agroindustriales como resultado de la explotación de granos y en especial del procesamiento del café, los cuales requieren suministro de energía eléctrica para la industrialización de dichos granos y asimismo para procesar diversos cultivos; en ese sentido para atender la demanda creciente, es necesario la interconexión al Sistema Interconectado Nacional. Es por eso que la presente tesis tiene por objeto diseñar la línea de transmisión para mejorar la calidad de suministro a partir de la S.E. Villa Rica mediante un estudio de los trabajos de campo y gabinete durante la fase de ingeniería en la cual los podemos resumir en: encontrar la mejor ruta alternativa con el menor número
de vértices evitando paralelismos con otras líneas, diseñar de manera óptima los detalles y los tipos de estructuras necesarios. Esta línea de transmisión permitirá satisfacer la demanda de energía eléctrica del área de influencia en forma oportuna, económica y confiable; logrará promover el desarrollo socio-económico del sector industrial, cooperativas y de empresas privadas, permitiendo así su incorporación directa al mercado regional, nacional e internacional; logrará satisfacer a futuras necesidades manteniendo la calidad del servicio y promoviendo el desarrollo integral de la l a región. La Línea de Transmisión en 60 kV S.E. Villa Rica – S.E. S.E. Puerto Bermudez, se ejecutará en concordancia con las normas técnicas vigentes para asegurar el correcto funcionamiento de la línea y con ello se permitirá atender en el futuro la demanda creciente de energía del Valle del Rio Pichis – Palcazu Palcazu del distrito de Puerto Bermudez, asimismo se reducirá la frecuencia de interrupciones y su duración a valores establecidos en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, evitando de esta manera reclamos y disconformidad en la población, mejorando la imagen de la empresa ante sus clientes. La evaluación post ejecución, nos permite afirmar que los objetivos del proyecto ejecutado se están cumpliendo, por lo que considero un modesto aporte para la implementación de proyectos similares los cuales se desarrollan en zonas de alta humedad, por lo que pongo a consideración de los jurados la presente tesis.
El Autor.
CAPÍTULO II SISTEMA E ELÉCTR ICO V VILLA R R ICA – – PUER TO B BER MUDEZ La futura línea de Sub-transmisión Villa Rica - Puerto Bermúdez en 60 kV interconectará la Subestación de Transformación de Villa Rica y la futura Subestación de Transformación de Puerto Bermúdez. Para ello se implementara la SET de Puerto Bermúdez de 7/9 MVA - 60/33/10 kV, que estará ubicado por acuerdo con ELECTROCENTRO S.A. en el punto con coordenadas: ESTE 503062 y NORTE 8866019 en el sistema PSAD 56, área que será donado para dicha construcción. Del levantamiento topográfico se determino que la línea tiene una longitud de 64,62 km, siendo esta de una sola terna, con conductor ACAR y un cable de guarda tipo OPGW apoyada en estructuras metálicas, contándose con estructuras de suspensión, estructuras de anclaje y terminales.
4
La ruta seguida por la línea es paralela en su mayor parte de su recorrido a la carretera marginal de la selva, que va desde el distrito de Villa Rica hacia el distrito de Puerto Bermúdez. Actualmente el déficit y la mala calidad del suministro eléctrico se deben a la falta de oferta del sistema eléctrico del Valle del Rio Pichis y Palcazu. Por lo que Electrocentro para superar esta falta de oferta de energía eléctrica, ha previsto interconectarse al Sistema Interconectado Nacional desde la SET Villa Rica y de esta manera satisfacer las demandas actuales y futuras de energía eléctrica en la zona del proyecto.
1.1. CONSIDERACIONES GENERALES. La presente tesis tiene por objeto desarrollar y analizar los resultados de los trabajos de campo y pueden resumirse en:
a. Encontrar la mejor ruta alterna alternativa tiva para satisface satisfacerr la demanda de energía energía eléctrica del área de influencia en forma oportuna, económica y confiable. b. Promover el desarrollo socio-económico del sector industrial, cooperativas y de empresas privadas, para su incorporación directa al mercado nacional e internacional. c. Proveer suficien suficiente te capacidad en el sistema eléctrico, eléctrico, para satisfacer futuras futuras necesidades de manera que se mantenga la calidad del servicio y promover el desarrollo integral de la región.
5
El problema a investigar consistirá en evaluar los criterios de diseño para poder lograr la interconexión de este sistema eléctrico. También se evaluará el diseño de la línea de sub transmisión en 60 kV del sistema eléctrico. Con estas evaluaciones se permitirá mejorar la calidad del servicio y asegurar el abastecimiento abastecimien to de la energía eléctrica al Valle del Rio Pichis y Palcazu del distrito de Puerto Bermudez.
1.1.1. CARACTERÍSTICAS CARACTERÍST ICAS DE LA L A LÍNEA DE TRANSMISIÓN TRANSM ISIÓN VILLA V ILLA RICA – PUERTO PUERTO BERMUDEZ. La línea se diseña con las siguientes características: Nivel de T Tens ensión ión (dise (diseño) ño)
: 60 kV kV..
Sistema de tensión
: Trifásico.
Número Núme ro de terna ternass de dell circuito circuito
: 01 (S (Simple imple terna) terna)
Frecuencia Nominal
: 60 Hz.
Longitud aproximada
: 64,62 km.
Tipo de conductor
: ACAR ACAR – – 120 120 mm2.
Tipo de cable de guarda
: OPGW OPGW – – 105 105 mm2.
Estructura de soporte
: Torres de celosía.
Configuración
: Triangular.
Aisladores
: Porcelana o vidrio templado tipo suspensión.
Subestación de salida
: Villa Rica.
Subestación de Llegada
: Puerto Bermudez.
6
1.1.2. CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS. Las condiciones climatológicas de la zona del proyecto pr oyecto que se utilizarán en el presente estudio, son las que se refiere principalmente a los valores de temperatura media, máxima, mínima que han sido obtenidos de la información suministrada por el SENAMHI y la velocidad de viento máximo que se obtiene del Código Nacional de Electricidad Suministro. En general, las condiciones climatológicas para la zona del estudio, presenta los siguientes valores.
Temperatura ambiente mínima absoluta
Temperatura ambiente promedio
: 1,0 °C : 26 °C
Temperatura ambiente máxima absoluta
: 37,5 °C
Velocidad de viento máximo
: 94
km/h
(CNE
Suministro)
Nivel isosceráunico isosceráunico
: 60
días/tormentas
eléctrica – eléctrica – año. año.
1.1.3. CONDICIONES AMBIENTALES. En la zona del proyecto pro yecto generalmen generalmente te las lluvias se presentan en el período comprendido entre los meses de Diciembre y Abril. El clima prevaleciente en la zona del proyecto es cálido y húmedo, típico de la ceja de selva. El rango de altitud a lo largo de la línea proyectada varía desde los 200 a 1850 msnm.
7
1.1.4. NORMAS APLICABLES. Los criterios empleados en el diseño de las líneas de transmisión, se rigen por las disposiciones del Nuevo Código Nacional de Electricidad – Suministro 2001, Norma VDE 0210, Norma IEC, Código NESC y otras normas internacionales, las mismas que establecen los requerimientos mínimos a que se sujeta el desarrollo de la ingeniería del proyecto.
1.1.5. ANCHO DE FAJA DE SERVIDUMBRE. Se tiene presente la Norma DGE 025-P-1/1988 aprobada con R.D. 111-88DGE/ONT que aun está vigente y que es refrendada por la regla 219.B.4 (Tabla 219) “Anchos mínimos de la faja de servidumbre” del CNE Suministro 2001, el mismo que considera para líneas de transmisión de 60kV un ancho de 16 m (8 m a ambos lados del eje de la línea).
1.2. CRITERIOS DE INTERCONEXIÓN. La línea de sub-transmisión que interconectará a las subestaciones de potencia Villa Rica y Puerto Bermudez formará parte de un sistema eléctrico de potencia del que se conoce lo siguiente:
1.2.1. NIVELES DE TENSIÓN. Desde que las subestaciones tienen como una de sus funciones recibir potencia a un nivel de tensión primario y secundario estas deben estar perfectamente definidos. Normalmente la subestación a diseñar forma
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parte de un sistema en que estas tensiones están normalizadas y por lo tanto su definición no es mayor problema. Para nuestro caso el nivel de tensión de la línea de interconexión será: 60 kV.
1.2.2. FLUJO DE POTENCIA. De igual manera para iniciar el diseño de la línea de interconexión que unirá las subestaciones de potencia, es necesario saber los valores de potencias activas y reactivas que van a fluir por la línea de subtransmisión. También se sabe que por lo general la subestación va a albergar equipos de compensación. De igual manera el flujo de potencia nos permitirá dimensionar los equipos necesarios y las correspondientes barras.
1.2.3. REGULACIÓN DE TENSIÓN. Conocer las variaciones de tensión en el lado primario son sumamente importantes para poder determinar la relación de transformación, el número de tomas (o gradines) y la eventual necesidad de colocar un regulador de tomas bajo carga. La regulación o variación de tensión en las barras de la subestación se obtienen del análisis del flujo de potencia que se realiza para todo el sistema.
9
1.2.4. NIVELES DE CORTOCIRCUITO. Los niveles de cortocircuito en el lado primario de llaa subestación deben ser conocidos y proporcionados proporcionados de tal manera de definir el poder de ruptura de los interruptores de potencia a instalarse, así como diseñar el sistema de barras colectoras. También este cortocircuito nos permitirá dimensionar el sistema de protección de la línea de sub-transmisión que interconectan dichas subestacione subestaciones. s.
1.3. CRITERIOS DE DISEÑO ELÉCTRICO. 1.3.1. CRITERIOS DE OPERACIÓN. La Línea 60 kV se proyecta sobre el criterio de poder transmitir tr ansmitir la potencia de 11 MVA a la tensión nominal.
Tensión nominal
Tensión máxima de operación :
72,5 kV
Nivel Básico de Aislamiento
:
350 kVp
Frecuencia
:
60 Hz
1.3.2. CAPACIDAD
DE
:
60 kV
TRANSPORTE
DE
CONDUCTORES
(AMPACIDAD).
1.3.2.1. Tipo y Material. Se utilizará conductor de Aluminio reforzado con Aleación de Aluminio (ACAR).
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1.3.2.2. Ampacidad. El procedimiento está basado en el IEEE Standard 738 para el cálculo de la relación corriente – temperatura de conductores desnudos (International Electrical and Electronical Enginners – Standard for Calculating the Current – Current – Temperature Temperature Relationship of Bare Conductors). De acuerdo a dicho procedimiento, se verificarán los conductores a emplearse en la línea de 60 kV, de tal forma que garantice la capacidad de transmisión requerida sin exceder su temperatura máxima nominal que para el caso del conductor tipo ACAR es de 75°C.
1.3.3. NIVEL DE AISLAMIENTO. 1.3.3.1. Material. Los aisladores a emplearse en la Línea de Transmisión serán del tipo Polimérico tanto para las cadenas de Suspensión como de Anclaje, siendo sus características definidas de acuerdo con las cargas mecánicas, los niveles de aislamiento y el grado de contaminación ambiental existente en la zona del proyecto (normas IEC).
1.3.3.2. Nivel Básico de Aislamiento. El nivel básico de aislamiento (BIL) será de 350 kVp.
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1.3.3.3. Nivel de Aislamiento por Distancia de Fuga. El grado de polución característico de la zona del Proyecto es bajo y con presencia de lluvias frecuentes en los meses de Enero a Marzo, por lo que se esta establec blecee una rela relación ción entre la línea línea de fuga y la tensión máxima de servicio igual a 16 mm/kV, que es el nivel recomendadoo por la Norma IEC 815. recomendad
1.3.3.4. Cadena de Aisladores. a) Ensamble Suspensión Suspensión Simple. Constituido por los siguientes elementos:
Grillete recto;
Adaptador rótula - ojo;
Grapa de suspensión para conductor ACAR de 120 mm².
Varilla de armar para conductor ACAR de 120 mm².
b) Ensamble Anclaje Simple. Constituido por los siguientes elementos:
Grillete recto
Adaptador rótula – rótula – ojo ojo alargado;
Grapa de anclaje tipo pistola de 4 pernos para conductor ACAR de 120 mm².
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Para mantener las distancias de aislamiento en la estructura, se ha previsto prev isto el uso de ens ensambl ambles es de contrape contrapesos sos en los casos donde el vano peso de la estructura sea muy inferior al vano viento en estructuras de suspensión. El ensamble estará constituido por los siguientes elementos:
Grillete de sujeción
Estribo de contrapesos
Contrapesos (pesas) de 25 kg c/u
Se utilizará un máximo de tres (3) contrapesos por fase. Se aceptarán ensambles alternativos de contrapesos que cumplan la misma función
1.3.4. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD. 1.3.4.1. Distancias Verticales. Tomando como referencia el Nuevo Código Nacional de Electricidad (CNE - Tablas 232-1 y 233-1), se considera las siguientes distancias de seguridad vertical al terreno y entre conductores que se cruzan, corregidas por tensión (Reglas 232.C.1.a y 233.C.2.a):
Altura de los conductores conductores sobre:
Al suelo sobre terreno, en general
: 6,00 m
Al cruce de carreteras y avenidas
: 7,60 m
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Al cruce de calles
: 7,60 m
A lo largo de carreteras y avenidas
: 7,00 m
A lo largo de calles cruzan A otras líneas ≤ 23 kV que se cruzan
: 7,00 m : 2,50 m
A líneas de comunicaciones
: 2,50 m
Distancia vertical mínima eentre ntre conductores conductores :
2,50 m
Distancias mínimas a masa: En estructuras de suspensión.
Cadena de aisladores en posición vertical
Cadena de aisladores con 60° de oscilación : 0,20 m
: 0,90 m
En estructuras de anclaje.
Cuello muerto en posición vertical
: 0,90 m
Cuello muerto con conductor oscilado 20°
: 0,50 m
Cadena de anclaje
: 0,90 m
Estos espaciamientos están referidos para la condición de máxima flecha del conductor, en posición vertical o inclinada a 30°.
1.3.4.2. Distancia Mínima Horizontal entre Conductores de acuerdo a las Flechas. Se tomará en cuenta lo indicado en el Código Nacional de Electricidad, reglas 235.B.1.b y 235.B.2, que indica que la
14
distancia mínima de seguridad en la estructura para conductores de línea mayores de 35mm² debe ser:
H 7,6 * kV 8 * 2,12 * S Donde: H
: Distancia mínima horizontal entre conductores (mm).
kV
: Máxima tensión de servicio.
S
: Flecha del conductor para: Temperatura =25°C y Presión de viento = 0 Pa.
1.3.4.3. Ángulo de Oscilación del Conductor. Se verificará el ángulo de oscilación del conductor para las condiciones de sobretensión de impulso y sobretensión a frecuencia industrial. En la condición de sobretensión de impulso, se considera la presencia de viento nulo, adoptándos adoptándosee un ángulo de oscilación máximo del conductor de 20º.
En la condición de frecuencia industrial, se considera la presencia de viento máximo transversal al eje de la línea, adoptándose un ángulo de oscilación máximo de 60º en los ensambles de aisladores de suspensión.
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1.3.5. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. Para el diseño del sistema de puesta a tierra de las estructuras se consideraron las siguientes premisas: Reducir la resistencia a tierra de la estructura para proteger a las personas contra tensiones de toque o paso peligrosas que puedan establecerse por corrientes de dispersión o durante fallas a tierra de la línea.
Proporcionar un camino fácil y seguro para las corrientes que resulten de descargas atmosféricas o por maniobra y evitar de esta forma que se produzca el fenómeno Back Flashover.
Las resistencias de puesta a tierra de las estructuras, de acuerdo al cálculo efectuado en función del valor de la resistividad del terreno, deberá cumplir con los siguientes valores: Tabla N 1.1: Resistencia de puestas a tierra. ti erra. T i po de Zona
R esi siste stenci ncia a de Pue uesta sta a Ti er r a
Tránsito frecuente
Menor o igual a 20 Ohm
Tránsito no frecuente
Menor o igual a 25 Ohm
En base a lo expuesto, los sistemas de puesta a tierra estarán constituidos por electrodos verticales y/o co contrapesos ntrapesos horizonta horizontales. les.
1.3.5.1. Material. Los materiales a ser utilizados en el sistema puesta a tierra estarán compuestos por conductores de acero recubiertos con cobre de
16
35 mm2 de sección para los contrapesos, y varillas de acero recubierto con cobre de 16 mm de diámetro x 2,4 m de longitud. Se emplearán contrapesos de acero recubierto con cobre por su buena conductividad y su alta resistencia al corte para evitar sustracciones.
1.3.5.2. Tipos. Los tipos de puestas a tierra se asignarán en función de la apreciación de los diversos tipos de terrenos en la ubicación de las estructuras; habiéndose previsto el empleo de electrodos verticales y de contrapesos horizontales cuya utilización permite la reducción de la resistencia de puesta a tierra a valores aceptables en suelos de alta resistividad. Los tipos de puesta a tierra a emplearse en las estructuras metálicas de celosía son:
Tipo A : Dos varillas de acero acero recubierto con cobre más un contrapeso horizontal en anillo.
Tipo B : Dos varillas de acero recubierto con cobre más dos contrapesos horizontales de longitud variable dependiendo del valor de la resistividad.
Tipo C : Dos varillas de acero recubierto recubierto con cobre más cuatro contrapesos horizontales de longitud variable dependiendo del valor de la resistividad.
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1.4. CRITERIOS DE DISEÑO MECÁNICO. 1.4.1. CRITERIOS DE PRESIÓN DEL VIENTO. De acuerdo al Código Nacional de Electricidad – Suministro Suministro 2001, Regla 250.C., las presiones sobre los conductores y estructuras debidas al viento se calcularán de acuerdo a la siguiente fórmula:
Pv P v K V 2 Sf Donde: Pv = Presión de viento en Pa. K = 0,613 pa para ra las elevacione elevacioness hasta 3000 m.s.n.m. V = Veloc Velocidad idad del viento en m/s. Sf = Factor de forma: Sf = 1,0 para conductores. Sf = 3,2 para estructuras en celosía (Regla 252.B.2.c). Así, para la máxima velocidad de viento se tiene: V = 84 km/h 26 m/s Luego: Presión de viento sobre conductores = (0,613)*(26)2*1 = 414 Pa Presión de viento sobre torres = (0,613)*(26)2*3,2 = 1 326 Pa
1.4.2. HIPÓTESIS DE CARGA DEL CONDUCTOR. Para el cálculo mecánico del conductor se han considerado las siguientes hipótesis de acuerdo a las condiciones ambientales de la zona del proyecto, las que se muestran a continuación:
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Hipótesis 1 – Condiciones Condiciones Normales - EDS -
-
Presión de viento promedio, 0 kg/m² Temperatura promedio, 26 °C Esfuerzo unitario EDS para conductor ACAR, 3,34 kg/mm²
Hipótesis 2 – Máximo Máximo Tiro -
Presión de viento máximo, 42,24 kg/m² (414 Pa)
-
Temperatura, 10°C
Hipótesis 3 – Mínima Temperatura -
Presión de viento promedio, 0 kg/m²
-
Temperatura mínima, 1°C
Hipótesis 4 – Flecha Flecha Máxima -
Presión de viento promedio, 0 kg/m²
-
Temperatura máxima, 50 °C + CREEP (*)
Hipótesis 5 – Oscilación Oscilación de Cadenas -
Presión de viento promedio, 29,57 kg/m² (290 Pa)
-
Temperatura, 25°C
(*) El efecto CREEP será calculado como se indica en el siguiente ítem.
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1.4.3. EFECTO CREEP. El modelo mecánico utilizado para calcular el efecto de asentamiento de los conductores (Efecto Creep) está basado en los algoritmos originales (McDonald, 1990; SAG-TENSION) que usan las relaciones polinomio esfuerzo - deformación similar a los usados por la industria de aluminio en EUA y Canadá. La condición de un cable dentro de unas pocas horas de ser instalada en una línea de transmisión se llama su condición “inicial”. “inicial”. Además, debido a que los conductores se hallan bajo tensión constante, éstos se alargan (fluencia) (fluencia) con eell tiempo. Si uno asume asume que el cable permanece bajo tensión constante a la temperatura media durante un período de diez años, la condición del cable después de este período se llama “final después de fluencia” fluencia” (Creep). Se desarrollan cálculos de flecha y tensión para conductores en sus condiciones “inicial” “inicial” y “final después de creep”. Por lo tanto, las hipótesis hipót esis de cálculo son asumidas en los criterios de diseño antes de desarrollar cualquier cálculo de flecha – tensión. Las tensiones y flechas para el conductor en la condición “inicial” suponen una relación esfuerzo-elongación para el conductor descrita por un polinomio de cuarto grado, con la elongación ciento de la longitud del cable sin tensión:
k 0 k 1 k 2 2 k 3 3 k 4 4
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Donde los cinco coeficientes k(0) hasta k(4) son determinados por la curva que se ajusta a datos experimentales.
De la misma forma, la condición “final después de creep”, representa la relación entre un esfuerzo aplicado asumido constante, a una temperatura determinada y durante un periodo de 10 años, y la elongación total resultante del conductor. Esta curva se representa por un polinomio de cuarto grado similar al utilizado para la “condición inicial”.
1.4.4. TENSADO DEL CONDUCTOR. En la selección del esfuerzo de tensado del conductor activo se tomaron las siguientes consideraciones:
El esfuerzo E.D.S. debe ser tal que al efectuar el cambio de estado en la hipótesis de máximo esfuerzo, los esfuerzos tangenciales no sobrepasen el 40% (C.S. = 2,5) del esfuerzo de rotura del conductor activo.
En las condiciones medias (E.D.S.) el esfuerzo tangencial máximo no debe sobrepasar el 17 % del esfuerzo de rotura del conductor activo, en condición final, con el fin de limitar la aparición de vibraciones peligrosas en el mencionado conductor.
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1.4.5. HIPÓTESIS DE CARGA DEL CABLE DE GUARDA. Para el criterio de tensado del cable de guarda se ha adoptado el criterio de que su flecha sea menor o igual al 85 % de la flecha del conductor. Bajo esta premisa premi sa el esfuerzo esfuerzo ópti óptimo mo del cab cable le de gua guarda rda en cond condicion iciones es medi medias as (E.D.S.) corresponde al 10 % de su tiro de rotura. Para el cálculo mecánico del cable de guarda se han considerado las siguientes hipótesis:
H i pótesis 1: C ond ndii cione cioness no norr male less E D S .
- Temperatura promedio :
26 °C
- Presión de viento
0,00 kg/m²
:
- Esfuerzo Unitario EDS :
7,05 kg/mm² (10 % UTS)
H i pótesis 2: M áxim xi mo tir tiro o.
- Temperatura
:
10 °C
- Presión de Viento
:
42,24 kg/m²
H i póte tesi siss 3: M í nim ni ma tte emper atura.
- Temperatura
:
1 °C
- Presión de viento
:
0,00 kg/m²
H i póte tesi siss 4: F le lecha cha máxim xi ma.
- Temperatura mínima
:
40 °C
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- Presión de viento
:
0,00 kg/m²
1.4.6. ESTRUCTURAS DE SOPORTE. 1.4.6.1. Material y Configuración. Se emplearán torres de celosía metálica con perfiles angulares de acero galvanizado, auto soportantes, unidos por medio de pernos, tuercas, arandelas y planchas metálicas. Las torres serán diseñadas para simple terna con disposición de las ménsulas tipo “triangular” y preparadas para llevar un cable cable de guarda en su parte superior.
El material a utilizar en los elementos de las torres serán acero estructural ASTM A36 (perfiles angulares y planchas) y los pernos del tipo ASTM A394. El galvanizado recomendado para estas estructuras, será de tipo inmersión en caliente con un recubrimiento mínimo de 800 gr/m².
1.4.6.2. Tipos de Estructuras. Estructuras. De acuerdo a los ángulos del trazo de ruta y la topografía del terreno, se ha previsto los siguientes tipos de estructuras de simple terna:
23
Tabla N 1.2: Tipos de estructuras.
TIPO DE ESTRUCTURA
S
A
T
Retención y Terminal 6 cadenas de anclaje + 1 3 cadenas de 6 cadenas Aislamiento cadena de suspensión de anclaje orientación Vano Viento (m) 500 (460) 820 (260) 760 (350)/300 Vano Gravante (m) 950 1560 (-1400) 2 100 Vano Máximo (m) 650 900 1 200 Angulo de Desvío (°) 0 (2) 0 (30) 30 (55)/30 Función
Suspensión
Angulo Medio
1.4.7. CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS. Bajo las hipótesis de carga establecidos se calculan los diagramas de carga actuantes sobre las estructuras.
1.4.7.1. Definiciones Básicas de Diseño para el Cálculo Mecánico de Estructuras. Cada tipo de estructura se diseñará en función de sus vanos característicos siguientes: : El vano más largo admisible de los Vano lateral adyacentes a la estructura, que determina las dimensiones geométricas.
Vano viento : La semisuma de las longitudes de los vanos adyacentes.
Vano peso
: La carga vertical que ejercen los conductores sobre la estructura en sus puntos de amarre
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dividida por la carga unitaria vertical del conductor. En el diseño de las estructuras, se tendrá en consideración el ángulo de desvío máximo admitido para los conductores.
1.4.7.2. Casos de Carga. Los casos de carga a considerar son los siguientes:
a) C asos d de e C argas arg as Nor Norm male ales. s.
En condiciones de cargas normales se admitirá que la estructura está sujeta a la acción simultánea de las siguientes fuerzas:
Cargas Verticales:
El peso de los conductores, cable de guarda, aisladores y accesorios para el vano gravante correspondiente.
El peso propio de la estructura.
Cargas Transversales:
La presión del viento sobre el área total neta proyectada de los conductores, cable de guarda y cadena de aisladores para el vano medio correspondiente correspondiente..
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La presión del viento sobre el área neta proyectada de la estructura.
Las componentes transversales de la máxima tensión del
conductor y el cable de guarda determinada por el ángulo máximo de desvío.
b) C asos de C arg arga a E xcep xcepci ciona onales. les.
En condiciones de carga excepcional se admitirá que la estructura estará sujeta, además de las cargas normales (condición
más
severa),
a
una
fuerza
horizontal
correspondiente a la rotura de un conductor de fase o del cable de guarda.
Esta fuerza tendrá el valor siguiente:
Para estructuras de suspensión:
Rotura de Conductor de Fase : 75% de la máxima tensión del conductor.
Rotura del Cable de Guarda :100% de la máxima tensión del cable de guarda.
Para estructuras de anclaje y terminal:
Rotura del Conductor de Fase: 100% de la máxima tensión del conductor.
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Rotura del Cable de Guarda : 100% de la máxima tensión del cable de guarda.
Esta fuerza será determinada en sus componentes longitudinal y transversal según el correspondiente ángulo de desvío.
c) C aso de C arg arga ad de e M ont ontaje. aje.
Se considerarán cargas verticales iguales al doble de las máximas cargas verticales normales.
1.4.7.3. Factores de Sobrecarga. Se tomará como referencia el Nuevo Código Nacional de Electricidad para el caso de grado de construcción tipo B, (Art. 253 - Tabla 253-1), esto es:
Cargas Verticales
: 1,50
Cargas Transversales debido al viento
: 2,50
Cargas Transversales debido a la tensión : 1,65
Cargas Longitudinales en suspensión
: 1,10
Cargas Longitudinales en anclajes
: 1,65
1.4.7.4. Factores de resistencia para las estructuras. El Código Nacional de Electricidad (Tabla 261-A) establece que los valores de sobrecarga dados en el ítem anterior deberán ser utilizados con el siguiente factor de resistencia: r esistencia:
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Estructuras Metálicas
:
1,10
1.5. CRITERIOS DE DISEÑO DE LAS OBRAS CIVILES. 1.5.1. NORMAS APLICABLES. Los criterios de diseño a seguir para el cálculo de las fundaciones de estructuras de las Líneas de Transmisión, se regulan con las normas y códigos peruanos vigentes, y normas internacionales complementarias; entre las cuales podemos mencionar:
Norma Técnica de Edificación NTE 060 - Concreto Armado – Comentarios.
Norma Técnica de Edificación NTE 030 - Diseño Sismorresiste Sismorresistente. nte.
Norma Técnica de Edificación NTE 050 - Suelos y Cime Cimentaciones. ntaciones.
American Concrete Institute ACI-318/99.
American Institute of Steel Construction – Construction – AISC. AISC.
American Society for Testing and Materials – Materials – ASTM. ASTM.
1.5.2. GEOLOGÍA Y GEOTECNIA. El estudio de geología y geotecnia tiene por objetivo proporcionarnos los parámetros de cimentación que permitan conseguir un óptimo diseño de obras civiles de las cimentaciones de las estructuras de la línea de transmisión proyectada.
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1.5.3. FUNDACIONES. Para las estructuras metálicas tipo celosía las fundaciones serán dimensionadas tomando en cuenta las cargas actuantes sobre ellas, la capacidad portante del terreno, los códigos de diseño mencionados y los criterios indicados a continuación:
Datos de la geometría de la base de las torres.
El espaciamiento de las patas de las estructuras de acero en el punto donde las cargas son transferidas a la cimentación.
La pendiente de las patas de las torres.
El tamaño y características de los perfiles angulares que constituyen los “stub stub”. ”.
Las cargas de diseño a considerar serán las proporcionadas por los resultados del cálculo estructural de las torres.
El tipo de cimentación de cada torre, será verificado basado en las cargas de compresión y tracción actuantes, con sus esfuerzos longitudinal y transversal asociados, para las condiciones más críticas halladas. Asimismo el tipo de cimentación de cada torre, será verificado basado en la capacidad portante y caracte características rísticas del suelo.
1.5.4. FORMA. Para la cimentación en terreno normal, cada una de las patas de la torre consistirá de una cimentación de concreto armado, la cual consta de una zapata cuadrada con forma de pirámide truncada desde la cual sale un
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pedestal que sobresale del terreno una longitud mínima de 30 cm. Embebido en este pedestal se instalará el “stub”, siendo éste último la extensión de la pata de la torre dentro de la cimentación. En el caso de tener roca sana, la cimentación constará de una dado de concreto armado, del cual sobresale un pedestal de 30 cm de longitud.
1.5.5. FACTOR DE SEGURIDAD AL VOLTEO. Los factores de seguridad al volteo para el análisis de la estabilidad de la fundación serán los considerados a continuación: Condiciones Normales:
factor de seguridad = 1,5
Condiciones Extraordinarias :
factor de seguridad = 1,5
1.5.6. FACTOR DE SEGURIDAD AL ARRANCAMIENTO. La fuerza de arrancamiento de la cimentación de la torre, será verificada mediante el coeficiente de seguridad 1,5, siendo este efecto analizado para la condición de carga de tracción más desfavorable. d esfavorable.
Dentro del factor de seguridad de arrancamiento se considera el ángulo de arranque en el terreno, para efectos del peso del mismo. El ángulo de arrancamiento se considera para efectos de diseño los 2/3 del ángulo de fricción del terreno.
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1.5.7. VERIFICACIÓN DE LA CAPACIDAD PORTANTE. La presión ejercida sobre el suelo por la fundación, debido a la fuerza de compresión máxima que actúa sobre la pata de la torre en análisis, no excederá de la capacidad portante del suelo para las condiciones normales y excepcionales de carga. Las presiones que se transmiten al terreno se calcularán considerando los efectos de carga excéntrica sobre las fundaciones, en base a la carga de compresión vertical y los momentos biaxiales sobre la base de cimentación, verificados por medio de la siguiente expresión:
Fv Az
A B Mvy Mvx
2
2
Iyy
Ixx
Siendo: AyB
: Dimensiones de la Zapata.
Az
: Área de la zapata.
Fv
: Fuerzas Verticales.
Mvx, Mvy
: momentos de volteo respectivo.
Ixx, Iyy
: Momentos de Inercia.
1.5.8. DISEÑO DEL CONCRETO ARMADO. El diseño de las cimentaciones de concreto armado se harán usando el “ Mé M étodo a la R otura” o de Cargas Últimas, basado principalmente en la Norma Técnica de Edificación NTE 060 y en el ACI-3 ACI-318/99. 18/99.
31
Las cargas de trabajo dados por el cálculo estructural de las torres serán magnificadas con el factor de 1,65; el cual es un promedio entre los factores de 1,5 para carga muerta y 1,8 para carga viva; se ha optado el factor promedio debido a que el factor incluyendo el sismo es menor a los anteriores mencionado (1,25), dichas cargas serán usadas para el diseño de concreto armado considerando los efectos de flexo compresión de las fundaciones. Así mismo para el diseño del pedestal se considerará los momentos flectores en sus dos ejes principales, para lo cual se utiliza el método de Bresler para su respectiva verificación, según Numeral 12.9 NTE E.060 y R10.3.5, R10.3.6 del ACI 318/99 y ACI 318R/99. Se verificará igualmente el pedestal para condiciones de tracción biaxial y estabilidad al volteo para las condiciones más críticas de solicitaciones de carga, en caso de que el stub quede a un nivel dentro del pedestal y no llegue al fondo de la fundación, la fuerza de arrancamiento será tomada íntegramente por el acero de refuerzo longitudinal de la columna. La verificación de la carga transmitida por los soportes a la cimentación es particularmente importante. Para el anclaje de la torre metálica en el concreto, no se aceptará a la fuerza de adherencia entre el concreto y el perfil de acero del stub, como único medio de resistir el esfuerzo de tracción, sino que éste será transmitido al concreto por medio de ángulos de anclaje (“cleats”) empernados o soldados al perfil del “stub”. “stub”.
CAPÍTULO III CÁLCULO D DE L LA L LÍNEA D DE TR ANSMISIÓN. En el presente documento de cálculos justificativos para el diseño electromecánico de la Línea de Transmisión 60 kV Villa Rica – Puerto Puerto Bermudez que incluye el cálculo eléctrico y mecánico del conductor de fase, cable de guarda tipo OPGW y aislamiento, coordinación de flechas entre conductor de fase y cable de guarda, determinación de tipos de estructuras soporte y su prestación, cálculos del árbol de cargas de estructuras y determinación del sistema de puesta a tierra de las estructuras. Los cálculos electromecánicos se elaborarán tomando como referencia los criterios de diseño de la línea de transmisión 60 kV Oxapampa – Villa Rica – Pichanaki.
33
2.1. CÁLCULOS ELÉCTRICOS Y MECÁNICOS DE LOS CONDUCTORES. 2.1.1. CARACTERÍSTICAS CLIMATOLÓGICAS Y AMBIENTALES. A continuación presentamos las características climatológicas y ambientales de la zona del proyecto, que van a regir el diseño de la línea de transmisión en estudio.
2.1.1.1. Condiciones Climatológicas. Las condiciones climatológicas de la zona del proyecto que se utilizarán en el presente estudio, son las que se refiere principalmente a los valores de temperatura media, máxima, mínima que han sido obtenidos de la información suministrada por el SENAMHI y la velocidad de viento máximo que que se obtiene del Código Nacional de Electricidad Suministro.
En general, las condiciones climatológicas para la zona del estudio, presenta los siguientes valores. Temperatura ambiente mínima absoluta
: 1,0 °C
Temperatura ambiente promedio
: 26 °C
Temperatura ambiente máxima absoluta
: 37,5 °C
Velocidad de viento máximo
: 94 km/h (CNE Suministro).
34
Nivel isosceráunico isosceráunico
: 60 días/tormentas eléctrica – año. año.
2.1.1.2. Condiciones Ambientales. En la zona del proyecto generalmente las lluvias se presentan en el período comprendido entre los meses de Diciembre y Abril. El clima prevaleciente en la zona del proyecto es cálido y húmedo, típico de la ceja de selva. El rango de altitud a lo largo de la línea proyectada varía desde los 200 a 1850 msnm.
2.1.1.3. Normas Aplicables. Los criterios empleados en el diseño de las líneas de transmisión, se rigen por las disposiciones del nuevo Código Nacional de Electricidad (CNE – Suministro Suministro 2001), Norma VDE 0210, Norma IEC, Código NESC y otras normas internacionales, las mismas que establecen los requerimientos mínimos a que se sujeta el desarrollo de la ingeniería del proyecto. pro yecto.
2.1.1.4. Presión del Viento. La presión de viento que actuarán sobre los diversos elementos de la línea de transmisión 60 kV se calcula según el Código Nacional de Electricidad Suministro.
35
Las cargas de viento horizontales o presiones debidas al viento se aplicarán a las áreas proyectadas de los conductores de fase, cable de guarda de fibra óptica tipo OPGW, estructuras metálicas en celosía (torres) y cadenas de aisladores. Se utiliza la siguiente fórmula descrita en el CNE Suministro para el cálculo de las cargas de viento en las áreas proyectada pro yectadas. s. Pv = K x V² x Sf x A
(a)
Donde: Pv =
Carga en Newtons.
K =
Constante de Presión, donde para elevaciones menores a 3000 msnm; K = 0,613
V =
Velocidad del viento en m/s.
Sf =
Factor de forma; 1,00 para conductores, cable de fibra óptica tipo OPGW y aisladores; y 3,20 para estructuras en celosía, aplicada sobre la suma de áreas proyectada pro yectadas. s.
La velocidad del viento se aplicará según el Código Nacional de Electricidad Suministro para la zona de carga A0 para altitudes menor a 3000 msnm, utilizando la Tabla 250-1.B, en donde se establece la velocidad horizontal de viento igual a 26,0 m/s (94
36
km/h) relacionado con una temperatura del medio ambiente de 10°C. Remplazando en la fórmula (a): Para conductor, cable de fibra óptica OPGW y aisladores: Pv = 0,613 x (26,0)² x 1,00 x 1.00 = 414,39 N/m² = 42,24 kg/m² Para estructuras de celosía (torres): Pv = 0,613 x (26,0)² x 3,20 x 1,00 x 1.00 = 1326,04 N/m² = 135,22 kg/m²
2.1.2. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD TÉRMICA DEL CONDUCTOR. El cálculo en estado estable de la capacidad térmica para un conductor trenzado desnudo, en donde son conocidos la temperatura del conductor (Tc) y los parámetros ambientales del estado estable (Ta = temperatura ambiente, Vv = velocidad del viento, etc.), se efectúa mediante una ecuación de balance térmico. De la ecuación de balance térmico se obtiene la corriente (I) que produce la temperatura del conductor bajo las condiciones ambientales establecidas,, mediante la siguiente expresión. establecidas
I
q c qr q s
R T c
Donde: qc
Calor perdido por convección.
q r
Calor perdido por radiación.
(b)
37
q s
Calor ganado por irradiación solar.
I
Corriente del conductor en amperios a 60 Hz.
R (T c ) Resistencia por pie lineal de conductor en c.a.
El cálculo mencionado se puede realizar para cualquier temperatura de conductor y condiciones ambientales; en este caso se utiliza el valor de velocidad de viento igual a 0,61 m/segundo (2 pies/segundo) el cual es utilizado por los fabricantes de conductores y para una temperatura ambiente máxima de 37,5° C. El cálculo de la capacidad térmica del conductor se efectúa mediante el programa de cómputo desarrollado des arrollado por la IEEE, denominado “Cálculo de
las Relaciones Corriente – Temperatura de Conductores Aéreos Desnudos”, cuya salida se muestra en el Anexo Nº 01.
El programa de cómputo es la IEEE Standard 738 – versión versión modificada 1993, del cual se obtiene el siguiente resultado: Para la corriente de 106 A (potencia de 11MVA), se obtiene una temperatura en el conductor igual a 47,9 °C, para una altitud de 1850 msnm. Sin embargo para la ubicación de estructuras, en condición de flecha máxima se utilizará la temperatura de 50 °C, según se establece en el Código Nacional de Electricidad. La capacidad térmica (ampacitancia) en estado estable del conductor seleccionado ACAR de 120 mm² de sección, se calcula bajo las siguientes condiciones:
38
Tabla Nº 2.1: Parámetros del conductor y del medio ambiente.
DESCRIPCIÓN
UNIDAD
VALOR
Conductor: Diámetro Resistencia eléctrica a: - 25°C - 75°C Coeficiente de absorción solar Emisividad
mm
– 120mm² ACAR14,55
Ohm/km Ohm/km -
0,2396 0,2853 0,5 0,5
Medio ambiente: Temperatura ambiente Velocidad del viento Angulo de viento sobre el conductor Altitud Latitud Hora del día Dirección del conductor Atmósfera
ºC m/s grados m.s.n.m. Sur Hras -
37,5 0,61 90 1850 11 12 Norte - Sur Limpia
2.1.3. ANÁLISIS DEL FLUJO DE POTENCIA. Los cálculos de flujo de potencia se han realizado teniendo como datos la demanda proyectada y la longitud de la línea. l ínea.
MODELO DE LOS ELEMENTOS DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA. Transformadores. a) Transformadores de dos devanados: Podemos representarlo de la siguiente manera: P
S X a : 1
Fig. Nº 2.1: Modelo de un transformador de dos devanados.
39
Donde: X : Reactancia en p.u. de los devanados primario primari o y secundario visto desde el lado secundario en %. a : Relación de transforma transformación ción en p.u. visto del lado primario en p.u. 2
N b V s . X V cc . N n V b s a
t p V p V b s
. t s
V s V bp
.
%
p.u.
Donde: Vcc : Tensión de cortocircuito en base Nn en %. Vp : Tensión nominal en el lado primario en kV . Vs : Tensión nominal en el lado secundario en kV . Vbp : Tensión base en el lado primario en kV . Vbs : Tensión base en el lado secundario en kV . Nn : Potencia de base en el cual se ha medido la tensión de cortocircuito. Habitualmente es el nominal en MVA . Nb : Potencia escogida escogida como ba base se en MVA . Tp : Posición del Tap del lado primario referido a la tensión nominal primaria del transformador transformador en p.u. Ts : Posición del Tap del lado secundario referido a la tensión nominal secundaria secunda ria del tr transformador ansformador en p.u.
40
b) Transformadores de tres devanados: Calculando previamente las siguientes relaciones:
Z Z Z ps
Z ps Vc Vccc ps
pt
Nb
Z st Z pt Vcc pt
Nb ps
Nb Nb pt
Nb Z st Vcc st Nb st Su modelo se representa de la siguiente manera: 1 : as P
S
Zs Zp a p : 1
Zt
1 : at T Fig. Nº 2.2: Modelo de un transformador de tres tr es devanados Entonces se tiene:
Z p
1 Z Z st
Z t
Z s
2
a p
1
Z Z 2
V p Vb p
ps
1
Z Z 2
a s
V s Vb s
at
V t Vbt
Donde: Vp
pt
: Tensión nominal en el lado primario en kV .
41
Vs
: Tensión nominal en el lado secundario en kV .
Vt
: Tensión nominal en el lado terciario en kV .
Vbp : Tensión Tensión de base en el lado primario en kV . Vbs : Tensión Tensión de base en el el lado secundario en kV . Vbt : Tensión Tensión de base en el lado terciario en kV . Vccps : Tensión de cortocircuito entre los devanados primario y secundario con el terciario abierto expresado en la potencia de base Nbps en %. Vccpt : Tensión de cortocircuito entre los devanados primario y terciario con el secundario abierto expresado en la potencia de base Nbpt en en %. Vccst : Tensión de cortocircuito entre los devanados secundario y terciario con el primario abierto expresado en la potencia de base Nbst en %. Nb
: Potencia escogida escogida como ba base se en MVA .
Nbps : Potencia base en que se expresa la tensión de cortocircuito entre los devanados primario y secundario en MVA . Nbpt : Potencia base en que se expresa la tensión de cortocircuito entre los devanados primario y terciario en MVA . Nbst : Potencia base en que se expresa la tensión de cortocircuito entre los devanados secundario y terciario en MVA . Zp
: Impedancia representativa del devanado primario expresado en bases de la potencia Nb y la tensión Vbp en %.
42
Zs
: Impedancia Impedancia representativa del devanado secundario expresado en bases de la potencia Nb y la tensión Vbs en %.
Zt
: Impedanc Impedancia ia representativa del devanado terciario expresado en bases de la potencia Nb y la tensión Vbt en %.
Líneas de transmisión. Una línea de transmisión conectada a las barras i-k de un sistema de energía eléctrica se puede representar por el modelo equivalente , mostrado en la figura Nº 2.3 y definido por las características físicas de la línea: la conductancia serie Gik , la susceptancia serie Bik y la mitad de la susceptancia susceptanc ia shunt ((conectado conectado a tierra) Bik .
La admitancia serie Y ik está definida por:
Y ik G ik jBik Y ik
i
k Z jB jB'
ik
jB jB''
ik
ik
Fig. Nº 2.3: Modelo de una línea de transmisión.
Z ik R ik jX ik
1
Y ik Z ik
43
FORMA GENERAL DE ECUACIONES. En general el flujo de potencia se puede formular:
Y .V I
[1]
* i i
S i V .I * i
S
I i
*
P i jQi *
V i * ik
S
V i
[3]
P ik jQik
I 1 Y 11 I 2 Y 21 I i Y i1 I n Y n1 I i
[2]
[4]
Y 12
Y 13
Y 1i
Y 1n V 1
Y 22
Y 23
Y 2i
Y 2 n V 2
Y i 2
Y i 3
Y ii
Y n 3
Y ni
Y i1V 1 Y i 2V 2 ... Y ii V i ... Y in V n n
I i
Y V ik
k
k 1
P i jQi * i
V
P i jQi
Para (i = 1,2,…,n)
[5]
n
Y ik V k k 1
* i
V
[6]
n
Y V ik
k
k 1
[7]
. Y in V i Y nn V n
Y n 2
44
* i
S
n
V Y ik V k * i
k 1
n
V i Y .V
S i
* i k
k 1
* k
[8]
n
V i i . Gik jBik * .V k k
S i
k 1
n
V i . G ik jBik *.V k i k
S i
[9]
k 1
Donde
ik
ik
es la diferencia angular de la línea i-k dada por:
i k
n
S i
V i . Gik jBik .V k Cos i k jSen i k k 1
n
S i
Sen Sen n ik Bik Cos ik V i V k Gik Cos ik Bik Se n ik j Gik Se k 1
[10] También se puede expresar de la siguiente manera: n
Sen n V G Cos B Se
P i V i
k
ik
ik
ik
ik
[11]
k 1
n
Qi
V i V k G ik Sen ik Bik Cos ik k 1
[12]
45
Esto es una ecuación de balance de potencia que indica como la potencia inyectada en un nodo es igual a la suma de todos los flujos de potencia que salen de ese nodo. Así, la expresión resultante es:
P i Gii V i
2
N
V i V k Gik Cos ik Bik Sen ik k 1 k i
[13]
Donde Gii está definido por: N
Gii
Gik k 1 k i
Del mismo modo para la inyección neta de potencia reactiva.
Qi
N
Bii V i V i V k Gik Sen ik Bik Cos ik 2
k 1 k i
[14]
Donde Bii está definido por: N
Bii
Bik Bik k 1 k i
FORMULACIÓN DE LAS ECUACIONES POR EL MÉTODO DE GAUSS-SEIDEL. Para resolver un sistema de potencia por el método de Gauss Seidel se deben suponer los valores iniciales de los voltajes (tanto en magnitud como en ángulo) de cada barra del sistema.
46
Por facilidad se acostumbra suponer el vector de voltajes iniciales de la siguiente manera:
En las barras PQ se supone la magnitud unitaria (en p.u.) y el ángulo cero.
En las barras PV se coloca la magnitud de voltaje dada (conocida) y el ángulo cero.
En la barra de referencia (Slack ) se coloca el voltaje de referencia y el ángulo de referencia que generalmente es cero grados.
De la ecuación :
S i
V i
n
Y ik .V k k 1
[15]
Si el nodo slack lo lo suponemos como último nodo, entonces la ecuación [15] se puede escribir:
S i
n 1 ik
V i
in
k
n
k 1 Y V Y V
Donde el término Y in V n se refiere al nodo slack, es conocido y constante. Entonces tenemos:
S i
V i
i 1
Y ik V k Y ii V i k 1
n1
Y V ik
k i 1
k
Y in V n
47
S i
Y ii V i
V i
i 1
Y in V n Y ik V k k 1
n 1
Y V ik
k
k i 1
n 1 i 1 S i V i Y in V n Y ik V k Y ik V k Y ii V i k i 1 k 1
1
[16]
Si “m” es el número de iteración, entonces se puede escribir: i 1 n1 S i V i (m) Y inV n Y ik V k (m) Y ik V k (m1) Y ii V i (m1) k 1 k i 1 [17]
1
Se itera hasta que los valores de V i y de
i
converjan a un valor o dicho
de otra manera cuando:
i ( m)
i ( m1) 1
V i ( m ) V i ( m 1 )
2
Para i = 1, 2, …. NB (NB: Número de barras de la red)
Generalmente epsilón es del orden de 10-3.
FORMULACIÓN DE LAS ECUACIONES POR EL MÉTODO DE NEWTON – NEWTON – RAPHSON. RAPHSON. Para solucionar el problema de flujo de potencia, se procede:
P P sp P calc 0 F ( x) Q Q 0 Q calc sp Donde:
[18]
48
sp: especificado especificado
calc: calculado
Las ecuaciones [13] y [14] se pueden expresar:
P calc( i )
N
Gii V i V i V k Gik Cos ik Bik Sen ik 2
k 1 k i
Qcalc(i )
N
Bii V i V i V k Gik Se Sen n ik Bik Cos ik 2
k 1 k i
Por lo tanto, los incrementos de potencia activa y reactiva en cada nodo del sistema serán: N
Sen ik 0 P i P sp(i ) Gii V i V i V k G ik Cos ik Bik Sen 2
k 1 k i
[19] N
Sen n ik Bik Cos ik 0 Qi Q sp(i ) Bii V i V i V k G ik Se 2
k 1 k i
[20] Para el flujo de carga se tiene:
X V Vector de estado
H V Vector de correcciones de X
Por lo tanto la matriz jacobiana j acobiana será de la siguiente manera:
49
Cuando las barras son PQ, el sistema presenta “2n-1” incógnitas, puesto que en el nodo slack se se conocen V y . El número de incógnitas disminuye también en igual proporción que el número de barras PV con que cuenta la red. Es decir: P 1 1 P n 1 J Q1 1 Qn 1
H J M
P 1 n P n n Q1 n Qn n
N L
P 1 V 1 P n V 1 Q1 V 1 Q n V 1
P 1 V n P n V n Q1 V n Qn V n
[21]
Por facilidad en el cálculo del jacobiano es conveniente multiplicar las submatrices N y L por V, y dividir el vector de corrientes de voltaje V por V también para que no se altere la ecuación F(x) = -J.H, tal como se muestra en la ecuación:
P P Q Q
P V . V V Q V V
V
[22]
Los términos del jacobiano se obtienen derivando las funciones P y Q con respecto a y V respectivamente, tal como se indica:
50
Elemento de la diagonal principal;
H ii i
N 2 i k 1 V k Gik Cos ik Bik Sen ik P sp (i ) Gii V i V k i N
H ii
V i V k Gik Sen ik Bik Cos ik k 1 k i
Teniendo en cuenta la ecuación [20] se tiene:
H ii
Q sp ( i ) Bii V i
2
[23]
Elementos fuera de la diagonal principal;
N 2 H ik P sp ( i ) Gii V i V i V k Gik Cos ik Bik Sen ik k k 1 k i H ik
V i .V k .G ik Se Sen n ik Bik Cos ik
[24]
Los otros elementos serán:
N 2 M ii Q sp (i ) Bii V i V i V k Gik Sen ik Bik Cos ik i k 1 k i N
M ii
V i . V k G ik Cos ik Bik Sen ik k 1 k i
Teniendo en cuenta la ecuación [19] se tiene:
M ii
P sp (i )
Gii V i
2
[25]
51
Fuera de la diagonal principal;
M ik
Qi
V i .V k Gik Cos ik Bik Sen Sen ik
[26]
k N 2 V k Gik Cos ik Bik Sen ik N ii V i . P sp (i ) Gii V i V i V i k 1 k i N ii
N
Sen n ik 2Gii V i V i V k Gik Cos ik Bik Se 2
k 1 k i
N ii
P sp (i ) Gii V i
N ik V k .
2
P i V i * V k Gik Cos ik Bik Se Sen n ik V k
Qi 2 Lii V i . Q sp (i ) Bii V i V i Lik V k .
[27]
[28]
[29]
Qi V i * V k Gik Se Sen n ik Bik Cos ik V k
[30]
METODOLOGÍA Para realizar el análisis de flujo de potencia se ha considerado una red equivalente del SEIN a partir de la barra Yaupi 138 kV. A partir de este punto se modela la red eléctrica conforme a la información suministrada por Electrocentro S.A. S.A. Por lo tanto se han asumido los siguientes datos:
52
La CH Yaupi con la generación generación actual. Parámetros del equivalente en barra en 138kV según el COES.
Parámetros eléctricos de la S.E. Puerto Bermudez.
Parámetros eléctricos de la L.T. 33kV Pozuzo - Puerto Bermudez.
Parámetros eléctricos de la C.H. Pozuzo (Generadores y transformador).
Parámetros eléctricos de la L.T. 22,9kV Chalhuamayo - Satipo.
Parámetros eléctricos de la LT 13,2kV S.E. Pichanaki – C.H. Pichanaki.
Las simulaciones de flujo de potencia nos permiten observar el comportamiento del sistema en estado estacionario determinándose los niveles de tensiones en las barras, la distribución de los flujos de potencia activa y reactiva en las líneas y de los transformadores de potencia. Para evaluar los resultados de los flujos de potencia se ha considerado como criterio de calidad y confiabilidad la capacidad del sistema para satisfacer las siguientes condiciones: Niveles de tensiones tensiones admisibles eenn barra:
Operación normal
: ±5% Vn
Operación ante contingencias
: ±10% Vn
Cargas en líneas y transformadores:
Líneas de Transmisión
Transformadores de potencia : 100% de su potencia nominal.
: 100% de su capacidad nominal.
53
ESCENARIO DE ANÁLISIS
CASO 01: Máxima Demanda 2009, 2011, 2013 y 2026 sin CC.HH. Pichanaki, Chalhuamayo y Pozuzo. Con la finalidad de evaluar la capacidad de generación del SEIN para abastecer la demanda cumpliendo con los niveles permisibles.
CASO 02: Máxima Demanda con CC.HH. Pichanaki, Chalhuamayo y Pozuzo. Con la finalidad de evaluar los aportes de cada central en estado normal como en condiciones de falla para evaluar el efecto infeed.
CASO 03: Máxima Demanda 2009, 2011 y 2013 sin CH Pozuzo. Con la finalidad de evaluar las corrientes de falla sin efecto infeed.
ANÁLISIS DE RESULTADOS A continuación se describen los análisis correspondientes a los escenarios establecidos para el presente estudio:
CASO 01 – MÁXIMA DEMANDA SIN CC.HH. PICHANAKI, CHALHUAMAYO Y POZUZO. A continuación se describen los resultados obtenidos para cada uno de los componentes del sistema:
54
Generadores
Máxima Demanda 2009. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 10.94MW con lo cual se logra lo gra abastecer la máxima demanda del año 2009.
Máxima Demanda 2011. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 12.82MW con lo cual se logra lo gra abastecer la máxima demanda del año 2011.
Máxima Demanda 2013. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 14.68MW con lo cual se logra lo gra abastecer la máxima demanda del año 2013.
Máxima Demanda 2026. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 19.99MW con lo cual se logra lo gra abastecer la máxima demanda del año 2026.
Transformadores Transformad ores de Potencia Los transformadores de potencia operan dentro de sus rangos permisibles. Los Los datos obtenidos se muestran eenn la siguiente tabla: tabla:
55
Máxima Demanda 2009. PRIMARIO POT NOM TRANSFORMADOR
MVA
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
SECUNDARIO
FLUJO MVA
%
11.29 56.45 3.34 37.11 3.77 41.89
TRANSFORMADOR
POT NOM
POT NOM
FLUJO
MVA
13 7 9
TERCIARIO
MVA
%
10.65 81.92 3.33 47.57 3.77 41.89
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
10 2 2.5
1.29 0.00 0.00
12.90 0.00 0.00
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5
1.30 2.04
65.00 40.80
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ
Máxima Demanda 2011. PRIMARIO POT NOM TRANSFORMADOR
MVA
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
FLUJO MVA
%
12.93 64.65 3.53 39.22 5.06 56.22
TRANSFORMADOR
SECUNDARIO POT FLUJO NOM
TERCIARIO POT FLUJO NOM
MVA
MVA
MVA
%
10 2 2.5
1.43 0.00 0.00
14.30 0.00 0.00
13 7 9
MVA
%
12.08 92.92 3.52 50.29 5.06 56.22
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5
1.35 2.14
67.50 42.80
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ
Máxima Demanda 2013. PRIMARIO POT NOM TRANSFORMADOR
MVA
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
SECUNDARIO
FLUJO MVA
%
14.60 73.00 3.73 41.44 5.36 59.56
TRANSFORMADOR
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ
POT NOM MVA
POT NOM
FLUJO MVA
13 7 9
TERCIARIO
%
MVA
13.44 103.38 3.72 53.14 5.36 59.56
POT NOM
FLUJO MVA
10 2 2.5
%
1.59 15.90 0.00 0.00 0.00 0.00
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5
1.41 2.30
70.50 46.00
56
Máxima Demanda 2026. PRIMARIO POT
SECUNDARIO
FLUJO
TERCIARIO POT
FLUJO
FLUJO
NOM
NOM
NOM TRANSFORMADOR
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
8.57 5.21 7.86
42.85 57.89 87.33
13 7 9
5.84 5.20 7.86
44.92 74.29 87.33
10 2 2.5
3.22 0.00 0.00
32.20 0.00 0.00
TRANSFORMADOR
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ OXAPAMPA
POT
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5 13
1.88 2.34 11.35
94.2 46.80 87.3
Para abastecer la demanda del año 2026 será necesario instalar un transformador de potencia adicional en la subestación Oxapampa en paralelo con el actual.
Los taps de los transformadores de potencia de la subestación Oxapampa se deben ajustar en 0.96 (kV nominal) para regular el nivel de tensión.
Líneas de Transmisión En los resultados mostrados en el Anexo Nº 02 se puede apreciar que las líneas de transmisión operan como máximo al 34.9% de su capacidad nominal.
Caída de Tensión El mínimo nivel de tensión se encuentra en aproximadamente 96.76%Vn.
57
CASO 02 – MÁXIMA DEMANDA CON CC.HH. PICHANAKI, CH AL H UAMA UAMAYO YO Y PO POZ ZUZ UZO. O. En este escenario se evaluó el estado operativo del sistema eléctrico en estudio contando con la generación de las centrales hidroeléctricas de Pichanaki, Chalhuamayo y Pozuzo. A continuación se describen los resultados obtenidos para cada uno de los componentes del sistema:
Generadores Los generadores de las CCHH Pichanaki, Chalhuamayo y Pozuzo operan dentro de sus rangos permisibles. Los datos de generación se muestran en las siguientes tablas: GENERADOR
CH PICHANAKI 1 CH PICHANAKI 2 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO 1 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO 2 CH POZUZO 1 CH POZUZO 2 Máxima Demanda 2009.
POT NOM
GENERACION
kW
kW
%
630 630 1600 1600 430
620 620 1300 1300 420
98.41 98.41 81.25 81.25 97.67
430
420
97.67
El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 6.35MW con lo cual se logra abastecer la máxima demanda del año 2009.
Máxima Demanda 2011. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 8.15MW con lo cual se logra abastecer la máxima demanda del año 2011.
58
Máxima Demanda 2013. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 9.92MW con lo cual se logra abastecer la máxima demanda del año 2013.
Transformadores Transformad ores de Potencia Los transformadores de potencia operan dentro de sus rangos permisibles. Los datos obtenidos se muestran eenn la siguiente tabla: tabla:
Máxima Demanda 2009. PRIMARIO POT NOM
SECUNDARIO
FLUJO
POT NOM
TERCIARIO POT NOM
FLUJO
FLUJO
TRANSFORMADOR
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
6.65 2.73 1.86
33.25 30.33 20.67
13 7 9
5.92 2.72 1.85
45.54 38.86 20.56
10 2 2.5
1.29 0.00 0.00
12.90 0.00 0.00
TRANSFORMADOR
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ CH PICHANAKI 1
2 5 0.75
1.14 1.36 0.76
57.00 27.20 101.33
CHCHALHUAMAYO PICHANAKI 2O CH CHALHUAMAY CH POZUZO
0.50 4 1
0.50 2.79 0.85
100.00 69.75 85.00
Máxima Demanda 2011. PRIMARIO POT NOM
SECUNDARIO
FLUJO
POT NOM
FLUJO
TERCIARIO POT NOM
FLUJO
TRANSFORMADOR
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
8.29 2.83 2.97
41.45 31.44 33.00
13 7 9
7.36 2.83 2.97
56.62 40.43 33.00
10 2 2.5
1.43 0.00 0.00
14.30 0.00 0.00
59
TRANSFORMADOR
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ
2 5
1.08 1.41
54.00 28.20
CH PICHANAKI 1 CH PICHANAKI 2 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO CH POZUZO
0.75 0.50 4 1
0.76 0.51 2.79 0.84
101.33 102.00 69.75 84.00
Máxima Demanda 2013. PRIMARIO POT NOM
SECUNDARIO
FLUJO
POT NOM
TERCIARIO POT NOM
FLUJO
FLUJO
TRANSFORMADOR
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
OXAPAMPA PICHANAKI
20 9
9.94 2.93
49.70 32.56
13 7
8.75 2.93
67.31 41.86
10 2
1.59 0.00
15.90 0.00
SATIPO
9
3.26
36.22
9
3.26
36.22
2.5
0.00
0.00
TRANSFORMADOR
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ CH PICHANAKI 1 CH PICHANAKI 2 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO CH POZUZO
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5 0.75 0.50 4 1
0.99 1.50 0.75 0.50 2.80 0.85
49.50 30.00 100.00 100.00 70.00 85.00
Los transformadores de potencia operan en ONAN bajo las
condiciones de este escenario. Los taps de los transformadores de potencia, se mantienen en la
posición cero (kV nominal).
Líneas de Transmisión En los resultados mostrados mostrados en el Anexo Nº 02 se puede apreciar apreciar que las líneas de transmisión operan como máximo al 55% de su capacidad nominal.
60
Caída de Tensión El mínimo nivel de tensión se encuentra en aproximadamente 97.09%Vn.
CA SO 03 – MÁXI MÁXI MA DE MANDA SI N C.H. PPZ PPZUZ UZO O. En este escenario se evaluó el estado operativo del sistema eléctrico en estudio sin la generación de la central hidroeléctrica de Pozuzo. A continuación se describen los resultados obtenidos para cada uno de los componentes del sistema:
Generadores Los generadores de las CCHH Pichanaki y Pozuzo operan dentro de sus rangos permisibles. Los datos de generación se muestran en las siguientes tablas: GENERADOR
POT NOM
GENERACION
kW
kW
%
CH PICHANAKI 1
630
620
98.41
CH PICHANAKI 2 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO 1 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO 2
630 1600 1600
620 1300 1300
98.41 81.25 81.25
Máxima Demanda 2009. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 7.22MW con lo cual se logra abastecer la máxima demanda del año 2009.
Máxima Demanda 2011. El equivalente del SEIN en la l a barra Yaupi 138kV aporta 9.02MW con lo cual se logra abastecer la máxima demanda del año 2011.
61
Máxima Demanda 2013. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 10.80MW con lo cual se logra lo gra abastecer la máxima demanda del año 2013.
Máxima Demanda 2026. El equivalente del SEIN en la barra Yaupi 138kV aporta 16.08MW con lo cual se logra lo gra abastecer la máxima demanda del año 2026.
Transformadores Transformad ores de Potencia. Los transformadores de potencia operan dentro de sus rangos permisibles. Los Los datos obtenidos se muestran eenn la siguiente tabla: tabla:
Máxima Demanda 2009. PRIMARIO POT NOM
SECUNDARIO
FLUJO
POT NOM
TERCIARIO POT NOM
FLUJO
FLUJO
TRANSFORMADOR
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
7.46 2.72 1.86
37.30 30.22 20.67
13 7 9
6.70 2.72 1.86
51.54 38.86 20.67
10 2 2.5
1.29 0.00 0.00
12.87 0.00 0.00
TRANSFORMADOR
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ CH PICHANAKI 1 CH PICHANAKI 2 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5 0.75 0.50 4
1.13 2.04 0.77 0.51 2.79
56.50 40.80 102.67 102.00 69.75
62
Máxima Demanda 2011. PRIMARIO POT NOM
SECUNDARIO
FLUJO
POT NOM
TERCIARIO POT NOM
FLUJO
FLUJO
TRANSFORMADOR
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
9.12 2.82 2.97
45.60 31.33 33.00
13 7 9
8.16 2.82 2.97
62.77 40.29 33.00
10 2 2.5
1.43 0.00 0.00
14.30 0.00 0.00
TRANSFORMADOR
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5 0.75 0.50 4
1.07 2.15 0.76 0.51 2.80
53.50 43.00 101.33 102.00 70.0
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ CH PICHANAKI 1 CH PICHANAKI 2 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO
Máxima Demanda 2013. PRIMARIO POT NOM TRANSFORMADOR
MVA
OXAPAMPA PICHANAKI SATIPO
20 9 9
SECUNDARIO
FLUJO MVA
%
10.79 53.95 2.92 32.44 3.25 36.11
TRANSFORMADOR
POT NOM
TERCIARIO POT NOM
FLUJO
FLUJO
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
13 7 9
9.56 2.91 3.24
73.54 41.57 36.00
10 2 2.5
1.59 0.00 0.00
15.90 0.00 0.00
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5 0.75 0.50 4
0.98 2.31 0.75 0.50 2.79
49.00 46.20 100.00 100.00 69.75
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ CH PICHANAKI 1 CH PICHANAKI 2 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO
Máxima Demanda 2026. PRIMARIO POT NOM
SECUNDARIO
FLUJO
POT NOM
FLUJO
TERCIARIO POT NOM
FLUJO
TRANSFORMADOR
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
MVA
MVA
%
OXAPAMPA
20
6.89
34.45
13
4.17
32.08
10
3.22
32.20
PICHANAKI SATIPO
9 9
4.33 5.65
48.11 62.78
7 9
4.32 5.64
61.86 62.67
2 2.5
0.00 0.00
0.00 0.00
63
TRANSFORMADOR
PICHANAKI PUERTO BERMUDEZ CH PICHANAKI 1 CH PICHANAKI 2 CH CHALHUAMAYO CHALHUAMAYO OXAPAMPA
POT NOM
FLUJO
MVA
MVA
%
2 5 0.75 0.50 4 13
1.33 2.34 0.75 0.50 2.79 9.15
66.50 46.80 100.00 100.00 69.75 70.38
Para abastecer la demanda del año 2026 será necesario instalar un transformador de potencia adicional en la subestación Oxapampa en paralelo con el actual.
Los taps del transformador de potencia de la subestación Oxapampa se deben ajustar en 0.96 (kV nominal) para regular el nivel de tensión.
Líneas de Transmisión En los resultados mostrados mostrados en el Anexo Nº 02 se puede apreciar apreciar que las líneas de transmisión operan como máximo al 54.9% de su capacidad nominal.
Caída de Tensión El mínimo nivel de tensión se encuentra en aproximadamente 96.84%Vn.
64
2.1.4. DISTANCIAS ELÉCTRICAS APROPIADAS[1]. 2.1.4.1. ALTURA MÍNIMA DE LOS CONDUCTORES SOBRE EL
h
Fh 1
kV
:
kV * Fh 5,50 min
TERRENO.
150
1 ,25 h 1000 10000
Tensión máxima entre fases en (kV). Se considera
62,5 kV. Fh
:
Factor de corrección por la altura.
hmin 5,961 m. Redondeando se considera 6,0 metros. Para casos en que la línea atraviesa tierra de cultivo, se considera 1 m. adicional, y será: hmin 7,00 m. (sobre tierra de cultivo).
2.1.4.2. SOBRE CARRETERAS.
h
min
7,00 0,015* kV * Fh
hmin 8,04 metros.
[1]
Luis María Checa. “LÍNEAS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA”. Tercera Edición. Editorial Marcombo. España 2000. Ver Capítulo 4.5 Distancias de seguridad.
65
2.1.4.3. SOBRE
CONDUCTORES
DE
OTRAS
LÍNEAS
ELÉCTRICAS.
h
1,50 0,015* kV * Fh min
hmin 2,54 metros.
2.1.4.4. ENTRE CONDUCTOR Y ESTRUCTURAS DE OTRAS LINEAS ELECTRICAS.
h min
3,00 0,015* kV * Fh
hmin 4,04 metros.
2.1.4.5. DISTANCIA
HORIZONTAL
MINIMA
ENTRE
CONDUCTORES. La distancia horizontal entre fases en la mitad del vano se ha calculado según la norma VDE, con la siguiente si guiente expresión:
D
0,65* min
F Lc
kV * Fh *150
Donde: K :
Coeficiente que depende de la oscilación de los conductoress con el viento. conductore
K
=
0,65
F
:
Flecha máxima en m.
66
Lc :
Longitud en m de la cadena de suspensión.
Fh :
Factor de corrección por altura
2.1.5. CÁLCULO MECÁNICO DE LOS CONDUCTORES.
2.1.5.1. SELECCIÓN DE LA TENSIÓN EDS. Según Norma VDE 0210/12.85 y DIN 48201 Parte 5 para líneas de transmisión de energía eléctrica, para conductores ACAR conformados por aluminio 1350-H19 y aleación de aluminio 6201-T81 se tienen las siguientes limitaciones de esfuerzos. Con la finalidad de obtener el tensado EDS en el conductor ACAR conformado por hilos de aluminio y de aleación de aluminio se efectúa el siguiente cálculo en base a los esfuerzos unitarios y secciones obtenidos de las normas indicadas para el aluminio y aleación de aluminio.
Alambres de aluminio
:
3,0 kg/mm²
Alambres de aleación de aluminio
:
4,4 kg/mm²
Sección total de aluminio
:
99,8 mm²
Sección total de aleación de aluminio
:
26,6 mm²
Sección total del conductor
:
126,4 mm²
EDS
99,8 3,0 26,6 4,4
126,4
3,3 kg / mm²
67
El esfuerzo máximo de rotura del conductor ACAR de 120 mm² es: . ma max x
2 485,2 kg 2 19, 66 kg / mm2 126,4 mm
Luego, el porcentaje del UTS del conductor, del esfuerzo EDS, en condición final es:
3,3 100 % 16,8% 17% del UTS del conductor 19 , 66
% UTS
Donde: UTS = Ultimate Tensile Stress (tiro de rotura del conductor). El esfuerzo EDS del conductor ACAR de 120 mm² m m² de sección, en condiciones finales, será igual a 3,34 kg/mm² que equivale al 17% del tiro de rotura del conductor.
2.1.5.2. HIPÓTESIS DE CARGA. Las hipótesis de carga para los conductores son las siguientes:
Hipótesis 1 – 1 – Condiciones Condiciones Normales - EDS
Presión de viento promedio, 0 kg/m²
Temperatura promedio, 26 °C
Esfuerzo unitario EDS para conductor ACAR, 3,34 kg/mm²
68
Hipótesis 2 – 2 – Máximo Máximo Tiro.
Presión de viento máximo, 42,24 kg/m² (414 Pa)
Temperatura, 10°C
Hipótesis 3 – 3 – Mínima Mínima Temperatura. Temperatura.
Presión de viento promedio, 0 kg/m²
Temperatura mínima, 1°C
Hipótesis 4 – 4 – Flecha Flecha Máxima.
Presión de viento promedio, 0 kg/m²
Temperatura máxima, 50 °C
Hipótesis 5 – 5 – Oscilación Oscilación de Cadenas.
Presión de viento promedio, 29,57 kg/m² (290 Pa)
Temperatura, 25°C
Se debe de tomar en cuenta que la ubicación de estructuras en el perfil longitudinal se efectuará para la condición de máxima temperatura en condición final.
2.1.5.3. LIMITACIONES DE TENSADO. Para los esfuerzos EDS inicial y final del conductor ACAR 120 mm², se consideran las limitaciones establecidas en la regla
69
261.H.2.b del Código Nacional de Electricidad Suministro; en donde se establece que los esfuerzos de tensión a 25°C, sin carga externa, no deberá exceder los siguientes porcentajes de su resistencia a la rotura nominal: en condición inicial 25% y en condición final 20%. Asimismo, el máximo esfuerzo del conductor se limitará al 60% del UTS del conductor, de acuerdo con la regla 261.H.2.a, del Código Nacional de Electricidad Suministro, aplicadas a las cargas establecidas en la regla 250.B., en la regla 251 y multiplicado por un factor de sobrecarga de 1,0.
2.1.5.4. CÁLCULO DEL CREEP. El cálculo del Creep es calculado internamente por el programa PLS-CADD aplicando el método no lineal, similar al de ALCAN. Las tensiones y flechas para el conductor en la “condición inicial”
suponen una relación esfuerzo – elongación para el conductor descrita por un polinomio de cuarto grado, con la elongación (ε)
expresada en por ciento de la longitud del cable sin tensión. El programa PLS CADD desarrolla cálculos de flecha y tensiones para conductores en su condición inicial y final después de la fluencia (CREEP) en donde los esfuerzos los calcula a partir de un polinomio de cuarto grado y la elongación se expresa en por
70
ciento de la longitud del cable de referencia sin tensión Lref., según la siguiente ecuación:
k 0
k 1 k 2 2 k 3 3 k 4 4 k 5 5
Este polinomio para la Condición Inicial se puede representar por la siguiente curva, en el que suponiendo que el cable es tensado con σ1, al
realizar los cambios de estado se puede tener menores
valores de esfuerzos tal como σ`1,
este valor tiene una
deformación ε`1 que
se ubica en la recta P1-1, si los valores de esfuerzos en el conductor son mayores a σ1, los valores de deformación se ubican en la curva 1-I. 1- I.
1
I
E 1
1
`
1
P
`
1
Fig. Nº 2.4: Curva del polinomio inicial del cable. En el siguiente grafico, la curva 0-C representa la deformación para la condición condición final (después de CREEP).
71
1
I
E
3
`
2
C
2
c
`
1
1
`
c
1
Fig. Nº 2.5: Curva de la deformación del cable en la condición final. Cuando el cable es sometido a esfuerzos mayores al σ c,
este se
ubica en la curva definida por 2-3-I, para esfuerzos menores la curva se ubica en la recta definida entre 1-2. El efecto creep aumenta la elongación bajo tensión constante en el transcurso del tiempo, la mayor parte del efecto creep del conductor ocurre durante los primeros días después del tendido, pero continúa a lo llargo argo de la vida de la línea aunque en relación decreciente. La curva elongación – esfuerzo después de ocurrido el efecto creep o “condición final”, representa la relación entre un esfuerzo
aplicado asumido constante, a una temperatura determinada y durante un período de 10 años, y la elongación total resultante del conductor. Esta curva se representa por un polinomio de cuarto grado similar al utilizado para la “condición inicial”.
72
Para la distribución de estructuras será necesario considerar la “condición final” (después que se ha producido el
creep) en la
condición de máxima flecha.
2.1.5.5. ESFUERZO EN LOS CONDUCTORES[2][3]. Se ha tomado el EDS, como la hipótesis de gobierno, para el cálculo mecánico del conductor.
Carga resultante sobre el conductor: (kg/m) W r
2
W
2
P V
P v K V 2 d Donde: W : Peso prop propio io del conductor (kg/m) Wr : Peso resultante del conductor (kg/m) V : Velocidad del viento (km/h) Pv : Peso adicional debido a la presión del viento (kg/m) K
: Constante de los conductores de superficie cilíndrica
(0,0042) D : Diámetro de l conductor (m)
[2]
[3]
Juan Bautista Ríos. “LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE POTENCIA. ASPECTOS MECÁNICOS Y ”. CONDUCTORES Perú 2001. Luis María Checa. Pre-edición. “LÍNEAS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ”. Tercera Edición. Editorial Marcombo. España 2000. Ver Capítulo 4: Cálculo mecánico de cables.
73
Factor de sobrecarga
m = Wr / W Donde: W
: Peso propio del conductor (kg/m)
Wr
: Carga resultante del conductor (kg/m)
m
: Factor de sobre carga
Esfuerzos en las demás hipótesis: A partir de los esfuerzos calculados en la hipótesis inicial y mediante la ecuación de cambio de estado se calculan los esfuerzos para las demás hipótesis.
Ecuación de cambio de estado: 2 2
2
2
E t 2 t 1
2
Wr1 d E
24 A 2
2 1
Wr22 d 2 E 1 24 A 2
Donde: 1
: Esfuerzo admisible en la hipótesis I (kg/mm²).
2
: Esfuerzo admisible en la hipótesis II (kg/mm²).
Wr 1 : Carga resultante en la hipótesis I (kg/m). Wr 2 : Peso resultante en la hipótesis II (kg/m). t1
: Temperatura en la hipótesis I (ºC).
t2
: Temperatura en la hipótesis II (ºC).
74
: Coeficiente de dilatación lineal (1/ºC).
E
: Módulo de elasticidad (kg (kg/mm²). /mm²).
A
: Sección del conductor (mm2).
D
: Vano (m).
Ecuación de flecha La flecha viene dada por la expresión siguiente:
f
Wr d
2
8A
(m)
Donde: Wr : Peso resultante del conductor (kg (kg/m). /m). d
: Vano (m).
f
: Flecha (m).
A
: Sección del conductor (mm²).
: Esfuerzo (kg/mm²).
Vano máximo Los cálculos para obtener los vanos máximos admisibles para los diferentes tipos de estructuras y sección del conductor dependerá fundamentalmente fundamentalme nte de: Vano máximo por separación de conductores a medio vano.
75
Para vanos hasta 180 m de longitud D = 0,0076 (U) (F C) + 0,37 f
Para vanos mayores a 180 m de longitud D = 0,0076 (U) (FC) + 0,65 f
Tratando de optimizar el diseño de la línea, se determinará cuál es el vano máximo al que se podría llegar con la flecha máxima, para lo cual se efectuará el cambio de estado de la hipótesis de templado a la hipótesis de flecha máxima a fin de despejar el vano máximo.
ad
4
b d 2 c 0
Donde:
W r 2 a 8 f max
2
Wr12 E cos3 W r 2 A 24 A 2 `12 8 f max A 2
b
W r 2 W r 2 E cos t 2 t1 1 8 f A f A 8 max max
Wr 2 2 E cos3 c 2 24 A d
2
b b2 4 a c 2a
2
76
Para obtener el vano máximo solo se considera la solución (+).
Ecuación de catenaria
X W r 1 Y Cosh S X
:
Semivano en (m).
Plantilla de flecha máxima (m) Se determinará considerando la ecuación de cambio de estado y de la catenaria, tomando como condición de gobierno la hipótesis de esfuerzos diarios. Reemplazando los valores obtenidos para la hipótesis de flecha máxima en la ecuación de la catenaria y respetando las distancias mínimas de seguridad, se han elaborado las plantillas de flecha máxima para cada conductor.
Cálculo del vano básico Es el vano de diseño, que sirve de base para efectuar los cálculos mecánicos de conductores, el cual garantiza que la variación de los tiros de vanos de diferente longitud, será de modo tal que siempre se mantendrá un tiro uniforme a lo largo de la línea entre dos estructuras de anclaje.
77
d
d 1 3
d 2 3 ...... d i 3 d 1 d 2 .. .... d i
Los cálculos de la ecuación de cambio de estado del conductor se realizan mediante la ejecución del programa de cómputo. Los resultados para las diferentes hipótesis se muestran en el Anexo Nº 03.
2.1.6. CÁLCULO MECÁNICO DEL CABLE DE GUARDA TIPO OPGW.
2.1.6.1. COORDINACIÓN DE FLECHAS Y TENSIONES ENTRE CONDUCTOR DE FASE Y CABLE DE GUARDA TIPO OPGW. La práctica común en proyectos similares utiliza la siguiente relación: la flecha del cable de guarda tipo OPGW es igual al 85% de la flecha del conductor, en condiciones EDS finales. Según el punto 2.1.5.1 del presente documento, en la línea de transmisión 60 kV Villa Rica – Puerto Puerto Bermudez, se ha previsto para el conductor ACAR de 120 mm² un esfuerzo unitario EDS en condición final igual al 17% de su tiro de rotura (UTS). Con las condiciones descritas y las características físicas del conductor y del cable de guarda tipo OPGW se efectúa la coordinación de flechas y tensiones.
78
Características Caracterís ticas del conductor de fase ACAR 120 mm². -
Sección total
Sc
=
126,4 mm².
-
Peso unitario
Wc =
0,348 kg/m.
-
Tiro de rotura
Tc
2 485,2 kg.
-
Tiro EDS final
Toc =
=
422 kg.
Características del cable de guarda de fibra óptica tipo OPGW. -
Sección
Scg
=
105,00 mm².
-
Peso unitario
Wcg
=
0,504 kg/m.
-
Tiro de rotura
Tcg
=
7 400 kg.
-
Tiro EDS final
Tocg
=
a calcular.
Las flechas del conductor de fase y cable de guarda tipo OPGW se determinan mediante las siguientes expresiones: Flecha del conductor (fc) y del cable de guarda (fcg): 2
2
fc d Wc ; fcg d Wcg 8 Tocg 8 Toc Donde: d
=
es el vano en metros.
fc
=
es la flecha del conductor.
fcg =
es la flecha del cable de fibra óptica tipo OPGW.
fcg g 0,85 fc La relación entre ambas flechas debe ser: fc
79
Remplazando:
d 2 Wc Wcg g
d 2 Wc
8 Tocg
0,85 8 Toc
De donde el tiro EDS del cable de guarda es igual a:
Wcg g Wc 0 , 85 Wc
Tocg Toc
El esfuerzo unitario EDS del cable de guarda es igual a:
Tocg (kg )
oc ocg g
S (mm2 )
Luego, estableciendo que la relación de la flecha de cable de guarda es igual al 85% de la flecha del conductor se obtienen los siguientes esfuerzos unitarios para el cable de guarda.
.oc ocg g 6, 84 848 8 kg / mm2 El porcentaje de tensado en EDS con respecto al UTS del cable de guarda OPGW es el siguiente:
.ocg
6,848 k g / mm 2 7 400 k g
100 % 9,72 %
105,00 mm 2 Por lo tanto, se adoptará el 10% del UTS del cable OPGW para el esfuerzo EDS en condición final.
80
2.1.6.2. HIPÓTESIS DE CARGA PARA EL CABLE DE GUARDA DE FIBRA ÓPTICA TIPO OPGW. Las hipótesis de carga para el cable de guarda de fibra óptica tipo OPGW, son las siguientes:
Hipótesis 1 :
Condiciones normales EDS.
-
Temperatura promedio
:
26 °C
-
Presión de viento
:
0,00 kg/m²
-
Esfuerzo Unitario EDS
:
7,05 kg/mm² (10 % UTS)
Hipótesis 2 :
Máximo tiro.
-
Temperatura
:
10 °C
-
Presión de Viento
:
42,24 kg/m²
Hipótesis 3 :
Mínima temperatura.
-
Temperatura
:
1 °C
-
Presión de viento
:
0,00 kg/m²
Hipótesis 4 :
Flecha máxima.
-
Temperatura mínima
:
40 °C
-
Presión de viento
:
0,00 kg/m²
81
En el Anexo Nº 04, se presenta las salidas del cambio de estado del cable de fibra óptica tipo OPGW, en donde se ha utilizado un programa de cálculo, presentando para cada hipótesis de carga y para cada vano selecciona seleccionado do los siguiente siguientess resultados:
-
Esfuerzo Unitario, en kg/mm².
-
Tiro horizontal final, en kg.
-
Tiro máximo final, en kg;
-
Flecha del cable OPGW en estado final, en m.
-
Parámetro, en m.
2.2. CÁLCULO DEL NIVEL DE AISLAMIENTO. 2.2.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS Y AMBIENTALES PARA EL CÁLCULO DE AISLAMIENTO. En la definición del aislamiento de la línea de transmisión en 60 kV Villa Rica – Puerto Bermudez, se utilizarán las condiciones climatológicas y ambientales que se presentan a lo largo del trazo de ruta de la línea.
La zona comprendida entre las localidades de Villa Rica y Puerto Bermudez predomina el clima cálido, típico de la ceja de selva; y normalmente con presencia de lluvias entre los meses Diciembre hasta Abril.
82
2.2.2. PREMISAS DE DISEÑO. Se emplearán cadenas de aisladores Standard de vidrio templado o porcelana. El diseño del aislamiento de la Línea de Transmisión 60 kV Villa Rica – Puerto Bermudez, se efectúa considerando las siguientes condiciones.
Cálculo mecánico para: a.
Cadena de suspensión
b.
Cadena de anclaje
Cálculo eléctrico de acuerdo con las siguientes condiciones. a.
Por sobretensión a frecuencia industrial húmedo.
b.
Por sobretensión de impulso de rayo.
c.
Por distancia de fuga.
2.2.3. DISEÑO MECÁNICO. El diseño mecánico se efectuará para una cadena de aisladores de suspensión y para una cadena de aisladores de anclaje. El conductor utilizado es ACAR de 120 mm² de sección transversal.
2.2.3.1. CADENA DE SUSPENSIÓN. a. Condición de máximo viento.
Temperatura, 10 °C.
83
Viento máximo transversal al eje de la línea, PV = 42,24 kg/m².
Conductores de fase y cable de guarda OPGW sanos.
Para la condición de máximo viento se debe cumplir la siguiente expresión:
P R
T 1 T 2 T 3 2 V 1 V 2 2
Donde: P = esfuerzo de rotura del aislador y herrajes. T1 = carga transversal debido al viento sobre el conductor. T2 = carga transversal debido al viento sobre los aisladores. T3 = carga transversal debido al ángulo de desvío. T 3
2 T sen 2
T = Tiro del conductor en condición de máximo viento. V1 = peso del conductor, para el vano peso. V2 = peso de aislador + peso de herrajes. R = porcentaje de resistencia a la rotura nominal. R = 50% (de acuerdo con la regla 277.A del CNE Suministro). En el Anexo Nº 05 se muestran los cálculos de la cadena de suspensión en condición de conductor y cable de guarda sanos.
b. Condición de rotura del conductor.
Temperatura promedio, 26 °C.
84
Viento promedio transversal al eje de la línea, PV = 0,00 kg/m².
Rotura de un conductor de fase.
V V T T T k L 2
P R
2
En este caso: V 1
1
2
1
2
3
2
0,75 V 1
El cálculo del tiro longitudinal L estará afectado por los coeficientes de reducción de tiro (k ) y de impacto por rotura de conductor (α).
Se considera que en el instante de la rotura del conductor, el tiro longitudinal L estará afectado por el coeficiente de impacto promedio por rotura de conductor (α) utilizando el siguiente
valor: α = 5,00 para conductor ACAR .
Después del momento de rotura, el tiro longitudinal L estará afectado por el coeficiente de reducción de tiro del conductor (k ) , utilizando el siguiente valor: conductor ductor ACAR, k = 0,70 para con
R = 50 %.
En el Anexo Nº 05 se presentan los cálculos de la cadena de aisladores en suspensión para la condición de rotura de conductor.
85
2.2.3.2. CADENA DE ANCLAJE.
a. Condición rotura de conductor.
Temperatura promedio, 26 °C.
Viento promedio transversal al eje de la línea, PV = 0,00 kg/m².
Rotura de un conductor de fase.
Se debe de cumplir que: L
L = P /
= máximo tiro longitudinal antes de la rotura de la cadena.
= Coeficiente de impacto en caso de rotura de la cadena de
anclaje, se considera el siguiente:
= 5,00 pa para ra el cconductor onductor ACAR.
R
= 50% de resistencia a la rotura nominal.
En el Anexo Nº 05 se presentan los cálculos de la cadena de aisladores en anclaje.
2.2.3.3. CONCLUSIONES. El resumen de esfuerzos en cadenas de aisladores Standard para un conductor ACAR de 120 mm² de sección real son los siguientes:
86
Tabla Nº 2.2: Esfuerzo mecánico de los aisladores. Valor Esfuerzo Asumido Herrajes P (kN) (kN)
Resistencia de Cadena de Aisladores (*) Tipo de Condición cadena Normal (kN) (*)
R
Rotura de conductor (kN) (*)
R
K
70
15,93 50% 6,91 50% 0,70 --------------20,78 ----- ----- 5,00 ----------8,28 50% ----- ----Anclaje 70 ----------20,70 ----- ----- 5,00 (*) Los valores indicados consideran el porcentaje de resistencia a la rotura nominal R, el coeficiente de impacto y el coeficiente de reducción de tiro k.
70
Suspensión
2.2.4. CÁLCULO ELÉCTRICO DEL AISLAMIENTO. 2.2.4.1. CÁLCULO DEL AISLAMIENTO POR SOBRETENSIÓN A FRECUENCIA INDUSTRIAL, HÚMEDO. Para el diseño del aislamiento por sobretensión a frecuencia industrial húmedo, normalmente se calcula el Voltaje Crítico Disruptivo corregido por factores ambientales y se verifica si este valor es menor al Voltaje Resistente definido por las Normas IEC. En caso de presentar un valor menor al definido en las normas IEC se utiliza este último valor para determinar el tamaño del aislador a utilizar.
Cálculo del sobrevoltaje línea a tierra a frecuencia industrial (VF 1 ) :
VF 1 Donde:
V LL 3
Ksv Kf
(a)
70
87
V LL 3
=
Valor de la tensión línea a tierra;
Ksv =
Sobrevoltaje permitido en operación normal, por lo general es 5%. ( Ksv = 1,05);
Kf
Factor de incremento de tensión en fases sanas
=
durante una falla monofásica a tierra ( Kf = 1,30). Reemplazando Reemplazan do en la fórmula (a) se obtiene:
VF 1
= 47,285
kV
Cálculo del Voltaje Crítico Disruptivo ( V CFO ): V CFO
VF 1
1 3
(b)
(expresión definida en la norma IEC).
Donde:
= 6% para voltaje a frecuencia industrial húmedo.
Remplazando:
V CFO
57,66 KV
Cálculo del Voltaje Crítico Disruptivo Corregido ( V CFO ) a frecuencia industrial 60 Hz:
V CFOC
V CFO
Hv DRAn
1
1
1
K 1
Kr
(c)
Donde: Hv = Factor de ccorrección orrección del vvoltaje oltaje por por humedad, humedad, según los
gráficos N° 2.6 y N° 2.7.
88
DRA = Factor de corrección por Densidad Relativa del aire,
según el gráfico N° 2.8. n1
= Exponente que es función de la distancia a masa, es igual a 1.
K 1
= Factor de corrección por tasa de precipitación, según el gráfico N° 2.9.
Kr = Factor de corrección por resistividad del agua de lluvia,
según el gráfico N° 2.10, se asume igual a 1.
Fig. Nº 2.6: Factor de corrección por humedad.
89
Fig. Nº 2.7: Factor de corrección por temperatura bulbo húmedo.
90
Fig. Nº 2.8: Factor de corrección por Densidad Relativa del aire.
91
Fig. Nº 2.9: Factor de corrección por tasa de precipitación.
92
Fig. Nº 2.10: Factor de corrección por resistividad del agua de lluvia.
93
De los gráficos se obtienen los siguientes valores. Tabla Nº 2.3: Factores de corrección ambiental.
Factor de Corrección Hv DRA K1 Kr
Altitud Máxima 1 850 msnm 1,053 0,80 0,750 1,000
El voltaje crítico disruptivo a frecuencia industrial corregido por factores ambientales es: 1,053 1 V CFOC 57,66 0,767 0,75 105,55 KV
La desviación standard se estima en 6% para sobrevoltajes a frecuencia industrial húmedo, por lo tanto:
1 3 1 3 0,06 0,82 . El voltaje resistente a frecuencia industrial corregido por factores ambientales es igual a: VND = 105,55 x 0,82 = 86,55 kVrms De acuerdo a la norma IEC, para la tensión máxima del sistema de 72,5 kV (eficaz) el voltaje resistente a frecuencia industrial es igual a 140 kVrms, que es mayor al obtenido. Se utiliza el voltaje resistente a frecuencia industrial de la Norma IEC igual a 140 kVrms.
94
2.2.4.2. POR SOBRETENSIÓN DE IMPULSO ATMOSFÉRICO. a. Distancia de aislamiento en el Aire. Se calcula tomando como referencia la siguiente información: Voltaje resistente nominal al impulso atmosférico: 325 kVp. Densidad relativa del aire promedio:
0,767
El voltaje resistente al impulso atmosférico corregido la densidad relativa del aire de la zona. VNDc
325 423,73 kVp 0,767
Según la norma IEC 71-2, la distancia mínima en aire fase – tierra tierra y fase - fase para un voltaje resistente nominal al impulso atmosférico fase-tierra y fase-fase de 423,73 kVp es: 0,84 m. La Tabla A-1 (Figura Nº 2.11) de la norma IEC 71-2 se indican las distancias mínimas en aire- fase y fase – fase. fase.
2.2.4.3. DISEÑO DEL AISLAMIENTO POR DISTANCIA DE FUGA. La selección de aisladores para un determinado nivel de contaminación se efectúa según las recomendaciones para distancia de fuga presentadas en la norma IEC-815. La línea de transmisión a 60 kV en estudio, se caracteriza por ubicase en una zona de ceja de selva con altitudes que llegan hasta los 1850 msnm. Toda el área del proyecto está expuesta a lluvias que ocurren durante un período comprendido entre los
95
meses de Diciembre a Abril; sin embargo, se selecciona el aislamiento para una distancia de fuga unitaria con nivel medio de 20 mm/kV. Luego, la Distancia de Fuga total (Df) es igual a: Df = 72,5 kV x Ka x 20 mm/kV Donde: Remplazando:: Remplazando
Ka = 1,1874 Df = 72,5 x 1,1874 x 20 = 1722 mm
Figura Nº 2.11: Distancias mínimas en aire- fase y fase – fase. fase.
96
2.2.4.4. SELECCIÓN DEL AISLADOR POLIMÉRICO. El aislamiento de la línea de transmisión determinado por los criterios arriba mencionados estará conformado por un aislador polimérico que cumpla cumpla con las ssiguientes iguientes carac características terísticas técnicas: técnicas: Tabla Nº 2.4: Características del aislador polimérico.
CARACTERÍSTICAS
VALOR
Tensión Disruptiva: - A Frecuencia industrial bajo lluvia (kV) - A sobretensión a impulso (kV)
140 424
Longitud de fuga mínimo (mm)
1722
2.2.4.5. CARACTERÍSTICA CARACTERÍSTICAS S
TÉCNICAS
DEL
AISLADOR
POLIMÉRICO TIPO SUSPENSIÓN. Se utilizarán aisladores poliméricos tipo Suspensión, cuyos requerimientos mínimos se establecerán para las características siguientes: Uso
: Suspensión
Material aislante
: Goma de silicón
Tipo
: Polimérico
Acoplamiento
: Clevis “Y” & bola
Longitud
: ≤ 1000 mm
Distancia de fuga mínima
: ≥ 1800 mm
Carga mecánica específica
: 70 kN
Tensión disruptiva a frecuencia industrial
97
Húmedo
: > 280 kV
Seco
: > 350 kV
Tensión crítica disruptiva al impulso
Positivo
: > 535 kV
Negativo
: > 570 kV
Peso neto aproximado
: 5,0 kg
2.3. CÁLCULO DE ESTRUCTURAS. Las estructuras metálicas de acero galvanizado en celosía para la Línea de Transmisión 60 kV Villa Rica – Puerto Puerto Bermudez, se diseñarán de acuerdo con las reglas establecidas en el Código Nacional de Electricidad – Suministro, la Norma Alemana DIN VDE 0210/12.85 y otras normas interna internacionales. cionales. En este capítulo se presentan los tipos y prestaciones de las estructuras de la línea, los cálculos para el dimensionado de la parte superior de las estructuras y los cálculos de los árboles de carga para cada tipo de estructura.
2.3.1. TIPOS DE ESTRUCTURAS. De acuerdo a la topografía del terreno y a la poligonal del trazo de ruta de la línea de transmisión de 60 kV se ha previsto utilizar los siguientes tipos de estructuras:
Estructura de suspensión tipo S para alineamiento con vano normal y ángulo de desvío topográfico desde 0° a 2°.
98
Estructura de ángulo mediano tipo A, para vano normal y ángulo de desvío topográfico hasta 30°, para vano grande y en alineamiento.
Estructura de retención de ángulo mayor y/o terminal tipo T, para vano normal y vano flojo, y ángulo de desvío topográfico > 30° y ≤
55°. También actuará como estructura de retención intermedia.
2.3.2. PRESTACIÓN DE ESTRUCTURAS. Las prestaciones previstas para cada tipo de estructura de la línea de transmisión en 60 kV Villa Rica – Puerto Puerto Bermudez. Tabla Nº 2.5: Tipos de estructuras para la línea de transmisión. TIPO DE ESTRUCTURA
S
A
Función
Suspensión
Angulo Medio
3 cadenas de suspensión
6 cadenas de anclaje
500 (460) 950 650
820 (260) 1560 (-1400) 900
Retención y Terminal 6 cadenas de anclaje+ 1 cadena de orientación 760 (350)/300 2100 1200
0 (2)
0 (30)
30 (55)/30
Aislamiento Vano Viento (m) Vano Gravante (m) Vano Máximo (m) Angulo de Desvío (°)
2.3.3. CONFIGURACIÓN
DE
LA
PARTE
T
SUPERIOR
DE
LAS
ESTRUCTURAS. 2.3.3.1. DISTANCIA DE SEGURIDAD ENTRE CONDUCTORES DE FASES. Se tomará en cuenta lo indicado en el Código Nacional de Electricidad, reglas 235.B.1.b y 235.B.2, que indica que la
99
distancia mínima de seguridad en la estructura para conductores de línea mayores de 35mm² debe ser:
H 7,6 * kV 8 * 2,12 * S l Sen Sen Donde: H : Distancia mínima horizontal entre conductores (mm). kV : Máxima tensión de servicio (7 (72,5 2,5 kV). S
: Flecha del conductor para T = 25°C y Pv = 0 Pa.
ϕ
: Máximo ángulo de oscilación de la cadena del aislador
(60°C). L
: Longitud Longitud de cadena del aislador (l = 1 500 mm).
Aplicando la fórmula indicada, se calculan las distancias mínimas de separación horizontal de fases (H) de las estructuras.
Para estructuras de suspensión tipo S Vano máximo = 650 m, F (25°C) = 43 810 mm; Lc = 1500 mm; La distancia horizontal mínima entre fases es: H = 4,29 m 4,50 m.
Para estructuras de ángulo medio tipo A Vano máximo = 950 m, F (25°C) (25°C) = 94 220 mm; Lc = 0 m; La distancia horizontal mínima entre fases es: H = 4,13 m 4,50 m.
100
Para estructuras de ángulo mayor y/o terminal T Vano máximo = 1200 m, F (25°C) (25°C) = 120 500 mm; mm; Lc = 0 m; La distancia horizontal mínima entre fases es: H = 4,594 m 5,00 m.
2.3.3.2. ÁNGULOS DE OSCILACIÓN DE CADENA Y DISTANCIA A MASA. Las distancias de seguridad a la estructura se definen para las condiciones de sobretensión de maniobra, sobretensión a frecuencia industrial y sobretensión de impulso, relacionando cada condición al estado del viento durante la ocurrencia de la sobretensión. a. En la condición de de sobretensió sobretensiónn de impulso impulso (descargas (descargas atmosféricas) se considera nula la presencia de viento transversal al eje de la línea, siendo el ángulo de oscilación de la cadena de aisladores de suspensión igual a cero, sin embargo debido al ángulo de desvío topográfico de la cadena se considera un ángulo máximo de 20°. La distancia a masa es igual a 0,80 m. b. En la condición de sobretensión de maniobra, se considera la presencia de viento medio transversal al eje de la línea, y se adopta un ángulo de oscilación de la cadena de aisladores de suspensión igual a 40º.
101
En este caso la distancia a masa es igual a 0,45 m. c. En la condición de sobretensión a frecuencia industrial, se considera la presencia de viento transversal al eje de la línea igual a 290 Pa (29,57 kg/m²), y se adopta un ángulo de oscilación máximo de la cadena de aisladores de suspensión igual a 60º. La distancia a masa es igual a 0,20 m. Tabla Nº 2.6: Distancias a masa. CONDICION DE LINEA DE TRANSMISION 60 KV Frecuencia Industrial 60Hz Sobretensión de Maniobra Sobretensión de Impulso
MAXIMO DISTANCIA DE VELOCIDAD ANGULO DE SEGURIDAD A DE VIENTO OSCILACION ESTRUCTURA (°)
(m)
Máxima
60,00
0,20
Media
40,00
0,45
Nula
20,00
0,80
En la tabla Nº 2.6 se presentan las distancias de seguridad promedios para el nivel de 60 kV, tomando como referencia la Guía Técnica de NGK, normas de otros países como Korea y Japón y además de datos prácticos obtenidos de los proyectos de líneas similares.
2.3.3.3. LONGITUD DE CRUCETA PARA ESTRUCTURA TIPO “S”. “S”. La longitud de la cruceta va a determinar el espaciamiento horizontal o diagonal de los conductores de fase en la estructura.
102
La longitud de la cruceta para una estructura tipo “S” se va a
determinar en función de la longitud de la cadena de aisladores, del ángulo de oscilación de las cadenas de aisladores, de la distancia de seguridad a la estructura, etc. La longitud aproximada de la cadena de aisladores de suspensión es: La = 1,50 m. Angulo de oscilación del conductor: 60° (presión de viento transversal 290 Pa). 40° (viento medio). 20° (viento nulo).
Lc = longitud mínima de cruceta Donde: Distancia de seguridad por sobretensión a frecuencia industrial: a = 0,20 m; Distancia de seguridad por sobretensión de maniobra: b = 0,45 m; Distancia de seguridad por sobretensión de impulso: c = 0,80 m; Distancia vertical para posible ubicación de pesas (estimado): p = 0,60 m; Distancia de seguridad para personal de mantenimiento:
103
f = 0,40 m; Distancia de extremo de cruceta / ubicación de cadena (estimado): d = 0,10 m; Distancia vertical de estribos de la estructura (estimado): e = 0,20 m
Por sobretensión sobretensión a frec frecuencia uencia industrial 60 Hz: La x seno 60° + a = 1,50 x seno 60° + 0,20 = 1,50 m
Por sobretensión de maniobra: La x seno 40° + b = 1,50 x seno 40° + 0,45 = 1,41 m
Por sobretensión de impulso: La x seno 20°+ c = 1,50 x seno 20° + 0,80 = 1,31 m
a. La longitud de la cruceta de estructura de suspensión: Utilizando la mayor distancia a la torre: 1,50 m Lc = 1,50 + 0,10 + 0,40 = 2,00 m
b. Verificación de distancia vertical en la estructura: DV = e + La + c + p = 0,20 + 1,50 + 0,80 + 0,60 = 3,10 m.
En conclusión, para la estructura de suspensión: La longitud de cruceta Lc es 2,00 m y la distancia vertical entre crucetas DV se establece en 3,50 m.
104
c. Verificación de d distancia istancia horizontal en la estructura de celosía. La distancia horizontal entre conductores de fase (DH) en la estructura metálica en celosía se determina en función de la longitud de las crucetas y el ancho (A) aproximado de la columna de la estructura a la altura de la ubicación de los conductores.
La distancia horizontal mínima entre conductores de fase en la estructura es: DH = 2 x Lc + A – 2 2 x d = 2 x 2 + 1,00 – 2 2 x 0,10 = 4,80 m 5,00m Donde: Lc = longitud de cruceta A = ancho de la columna en la parte superior de la estructura (estimado). d = distancia de extremo de cruceta a ubicación de cadena (estimado).
Se verifica que la DH obtenida es mayor al valor obtenido con el CNE. DH = 5,00 m > 4,50 m (según CNE).
105
2.3.3.4. DISTANCIAS DE SEGURIDAD. De conformidad con los criterios del diseño del proyecto, se describe en esta sección las distancias mínimas a masa en la condición de flecha máxima. Altura de los conductores sobre: Al suelo sobre terreno, en general
: 6,0 6,000 m
Al cruce de carreteras y avenidas
: 7,60 m
Al cruce de calles
: 7,60 m
A lo largo de carreteras y avenidas
: 7,00 m
A lo largo de calles
: 7,00 m
A otras líneas ≤ 23 kV que se cruzan
: 2,50 m
A líneas de comunicaciones
: 2,50 m
Distancia vertical mínima entre conductores
: 2,50 m
Distancias mínimas a masa: En estructuras de suspensión: Cadena de aisladores en posición vertical
: 0,90 m
Cadena de aisladores con 60° de oscilación
: 0,20 m
En estructuras de anclaje: Cuello muerto en posición vertical
: 0,90 m
Cuello muerto con conductor oscilado 20°
: 0,50 m
Cadena de anclaje
: 0,90 m
106
2.3.4. DIAGRAMAS DE CARGA DE LAS ESTRUCTURAS. Las hipótesis para el cálculo del árbol de cargas de los diversos tipos de estructuras metálicas en celosía son las siguientes:
2.3.4.1. CASOS
DE
CARGAS
NORMALES
–
VIENTO
TRANSVERSAL MÁXIMO. En condiciones de cargas normales se admitirá que la estructura está sujeta a la acción simultánea de las siguientes fuerzas:
Cargas Verticales: El peso de los conductores, cable de guarda, aisladores y accesorios para el vano gravante correspondien correspondiente. te. El peso propio de la estructura.
Cargas Transvers Transversales: ales: La presión del viento sobre el área total neta proyectada de los conductores, cable de guarda y cadena de aisladores para el vano medio correspondiente. La presión del viento transversal sobre el área neta proyectada de la estructura. Las componentes transversales de la máxima tensión del conductor y el cable de guarda determinada por el ángulo máximo de desvío.
107
2.3.4.2. CASOS
DE
CARGAS
NORMALES
–
VIENTO
LONGITUDINAL LONGITUDINA L MÁXIMO. En condiciones de cargas normales se admitirá que la estructura está sujeta a la acción simultánea de las siguientes fuerzas:
Cargas Verticales: El peso de los conductores, cable de guarda, aisladores y accesorios para el vano gravante. El peso propio de la estructura.
Cargas Transversales: Las componentes transversales de la máxima tensión del conductor y el cable de guarda determinada por el ángulo máximo de desvío.
Cargas Longitudinales: La presión del viento sobre el área total neta proyectada de los conductores, cable de guarda y cadena de aisladores para el vano medio correspondiente. La presión del viento longitudinal sobre el área neta proyectada de la estructura.
2.3.4.3. CASOS DE CARGAS EXCEPCIONALES. En condiciones de carga excepcional se admitirá que la estructura estará sujeta, además de las cargas normales en condición de
108
EDS, a una fuerza horizontal correspondiente a la rotura de un conductor de fase o del cable de guarda en condición de EDS. Esta fuerza tendrá el valor siguiente:
Para estructuras de suspensión: Rotura de conductor de fase: 75% de la máxima tensión del conductor. Rotura del cable de guarda: 100% de la máxima tensión del cable de guarda.
Para estructuras de anclaje y terminal: Rotura de conductor de fase: 100% de la máxima tensión del conductor. Rotura del cable de guarda: 100% de la máxima tensión del cable de guarda. Esta fuerza será determinada en sus componentes longitudinal y transversal según el correspondiente ángulo de desvío.
2.3.4.4. MONTAJE DE CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA. Se considerarán cargas verticales iguales al doble de las máximas cargas verticales normales. Los cálculos de las cargas en las estructuras tipos se presentan en detalle en el Anexo Nº 06.
109
2.4. DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. 2.4.1. MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO. Determinar la resistividad de terreno de la línea de transmisión 60 kV Villa Rica – Puerto Puerto Bermudez en base a las mediciones de resistencia del terreno ter reno realizado por el equipo telurómetro MEGABRAS.
2.4.1.1. MÉTODO DE MEDICIÓN. El método de medición empleado corresponde al método Wenner, en donde el equipo telurómetro trabaja bajo el principio de tensión - corriente, obteniéndose finalmente la resistencia del terreno. Con objeto de medir la resistividad del suelo se hace necesario insertar los 4 electrodos en el suelo. Los cuatro electrodos se colocan en línea recta y a una misma profundidad de penetración, las mediciones de resistividad dependerán de la distancia entre electrodos y de la resistividad del terreno. t erreno. El principio básico de este método es la inyección de una corriente directa o de baja frecuencia a través de la tierra entre dos electrodos C1 y C2 mientras que el potencial que aparece se mide entre dos electrodos P1 y P2. Estos electrodos están enterrados en línea recta y a igual separación entre ellos. La razón V/I es conocida como la resistencia aparente. La resistividad aparente
110
del terreno es una función de esta resistencia y de la geometría del electrodo.
Figura Nº 2.12: Disposición de las jabalinas para la medición de la resistividad del terreno.
2.4.1.2. CÁLCULO DE LA RESISTIVIDAD. Uno de los parámetros más importantes en el diseño de puesta a tierra de las estructuras es la resistividad. El método simplificado de la norma IEEE 80 para diseño de mallas de tierra en subestaciones subestacion es supone una resistividad uniforme en el terreno. En la norma IEEE-81 “Guide for measuring earth resistivity, ground impedance and earth surface potencial of a ground system” se hace un especial énfasis en las medidas de resistividad para el uso del modelo de la lass dos capas capas.. La figura Nº 2.12 ilustra la medición, usando el método de los 4 puntos de Wenner, para tal efecto se realizan varias mediciones, pero cuando se miden a profundidade profundidadess grandes (más de 32m) el
111
método de cálculo recomendado corresponde es el SchlumbergerPalmer. Una vez obtenidas las medidas de campo para cada separación de electrodos y luego de procesar los datos estadísticamente para obtener un equivalente a cada profundidad, se tratan de ajustar para las diversas separaciones a la ecuación teórica que producirá un método de dos capas.
1 1 4 n 1
K "
K "
2 2 2nh 2nh 1 4 d d
Donde: ρ
: Resistividad aparente.
ρ1
:
Resistividad de la primera capa.
ρ2
:
Resistividad de la segunda capa.
h
: Profundidad de la primera capa.
d
: Profundidad de la medida.
Se varían ρ1, ρ 2 y
h para tratar de minimizar la diferencia entre la
curva teórica y las mediciones de campo. Esta aproximación se realiza minimizando el error cuadrático medio entre las resistividades aparentes y minimizando el valor absoluto de la diferencia entre las resistividades aparentes. Esto se desarrolla desarrolla con un método computacional que permite iterar a partir de un valor inicial de la profundidad de la primera capa y la resistividad
112
aparente hallada por el método Wenner (ρ aparente = 2 x π x a x R).
2.4.1.3. RESULTADOS DEL CÁLCULO DE LA RESISTIVIDAD. En el Anexo Nº 07 se muestran los resultados del cálculo de resistividad del terreno en las ubicaciones de las estructuras de la línea de transmisión 60 kV Villa Rica – Puerto Puerto Bermudez.
2.4.2. CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. El sistema de puesta a tierra es el conjunto de elementos que permiten un contacto eléctrico conductivo entre el medio (terreno en general) y las instalaciones electromecánicas, electromecán icas, equipos, estructuras, etc. Se emplea bajo dos conceptos: conductor de retorno en los sistemas de potencia para la distribución de la energía; y el de sistema de seguridad contra riesgo eléctrico. Cumpliendo dos objetivos:
Reducir la resistencia en las estructuras para proteger a las personas contra tensiones de toque y paso, peligrosas en zonas pobladas, mediante la utilización de electrodos en cada estructura y multiaterrados mult iaterrados a través del cable de guarda.
Diseño efectivo de la puesta a tierra, evitando que una alta resistencia de la misma provoque el funcionamiento anormal de los equipos de protección.
113
2.4.2.1. CONFORMACIÓN DE LA PUESTA A TIERRA. Los sistemas de puesta a tierra estarán conformados por electrodos de cop copperweld perweld de 2,40 x 16 mm de diáme diámetro tro y conductor de copperweld 7 N° 10 AWG de 36,83 mm² de sección, tipo HS.
Las características del conductor Copperweld 7 N° 10 AWG son las siguientes: Sección total
:
36,83 mm²
Diámetro exterior
:
7,77 mm
Peso unitario
:
0,3031 kg/m
Carga de rotura mínima
:
34,51 kN (3 519 kg)
2.4.2.2. CONFIGURACIONES CONFIGURACIONES DE LA PUESTA A TIERRA. 2.4.2.2.1. CONFIGURACIÓN TIPO “A”. “A”. La configuración “A” estará compuesta por 2 electrodos
verticales en paralelo + un contrapeso horizontal en anillo de 9,0 m de diámetro + dos contrapesos longitudinales de longitud variable. La configuración “A” de puesta a tierra se utilizará en zonas
denominadas transitadas transitadas o donde las torres se ubiquen cerca de viviendas. La máxima resistencia de puesta a tierra a obtener con esta configuración será igual a 10 Ohm.
114
a) Resistencia de puesta a tierra de un electrodo vertical. La resistencia de puesta a tierra de un electrodo vertical es igual a:
R1
4 l Ln 2 l d
Donde: m. resistividad del suelo, en ohm – m. l 2,40 m , longitud del electrodo.
d 0,01588 m , diámetro del electrodo.
Reemplazando, obtenemos la resistencia de puesta a tierra con un electrodo vertical.
R1 0,4247 ohmios
b) Resistencia de puesta a tierra de dos electrodos verticales en paralelo. El cálculo cálculo de la resistencia a
tierra con con dos electrodos
verticales en paralelo se efectúa utilizando el coeficiente de reducción K.
R2
K R1
Donde el coeficiente de reducción K para una distancia mínima de 5,0 m es 0,536.
115
La resistencia equivalente de dos electrodos en paralelo separado por una distancia mínima de 5,0 m es igual a:
0,2276 ohmios R2
c) Resistencia de puesta a tierra de un conductor en anillo horizontal enterrado a una profundidad “p”. “p”.
RO
8 D 4 D Ln Ln d p 2 2 D
Donde: D = 9,0 metros, diámetro del anillo; d = 0,00777 m, diámetro del cconductor. onductor. p/2 = 0,80 m, profundidad profundidad de eenterramiento nterramiento del conductor. conductor. Remplazando, se obtiene: RO 0,0689 Ohm.
d) Resistencia de puesta a tierra de un conductor horizontal enterrado a una profundidad “p”. “p”. La resistencia de puesta a tierra se obtiene mediante la siguiente expresión:
R L
2 L 1 Ln L 2rp
Donde: L = 10, 20, 30, 40, 50 y 100 m, longitud total del conductor.
116
r = 0,00378 m, diámetro del conductor. p/2 = 0,80 m, profundidad profundidad de eenterramiento nterramiento del conductor. conductor.
Reemplazando, Reemplazand o, para las diferentes longitudes de contrapeso, se obtienen los siguientes valores: Tabla Nº 2.7: Resistencia de puesta a tierra t ierra de un conductor horizontal. Longitud total del contrapeso horizontal L (m)
Resistencia del contrapeso horizontal R L(ohm)
10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 100,00
0,1338 0,0779 0,0563 0,0445 0,0370 0,0207
e) Resistencia de puesta a ttierra ierra de configuración “A”. “A”. Las resistencias de dos electrodos verticales, de un conductor en anillo de 9,0 m y un conductor enterrado horizontalmente se consideran en paralelo, mediante la siguiente expresión
R A
R2 RO R L R2 R0
R2 R L R0 R L
La resistividad del suelo para la configuración de puesta a po “A” es el siguiente: tierra ti po
117
Tabla Nº 2.8: Resistencia de puesta a tierra con la configuración tipo “A”.
Tipo de Resistencia de Longitud Resistencia de Resistencia de Resistencia de Puesta puesta a tierra 2 total del puesta a tierra puesta a tierra puesta a tierra a Tierra electrodos contrapeso de contrapeso del anillo configuración R 2 (ohm) horizontal horizontal Ro (ohm) R A (ohm) L (m) R L(ohm)
R A10 A10 R A20 A20 R A30 A30 R A40 A40 R A50 A50 R A100 A100
(0,2276) (0,2276) (0,2276) (0,2276) (0,2276) (0,2276)
10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 100,00
0,1338
0,0689
0,0379
0,0779
0,0689
0,0315
0,0563
0,0689
0,0273
0,0445
0,0689
0,0242
0,0370
0,0689
0,0218
0,0207
0,0689
0,0149
La configuración tipo “A” de puesta a tierra se podrá utilizar para resistividades del suelo hasta 671 ohm – m, m, para lograr una resistencia de puesta a tierra igual a 10 ohm (zona con tránsito de peatones y ganado). Según los resultados que se muestran en el cuadro anterior. En caso de tener resistividades del terreno mayores se incluirán contrapesos longitudinales adicionales hasta la obtención de la resistencia de puesta a tierra solicitada o en también se podrán utilizar métodos alternativos.
2.4.2.2.2. CONFIGURACIÓN TIPO “B”. “B”. La configuración “B” estará conformada por 2 electrodos
verticales en paralelo + 2 contrapesos horizontales de longitud variable de 5, 10, 15, 20 20,, 25 y 50 metros ccada ada uno.
Resistividad del suelo (ohm-m) R = 10 ohm
263 317 366 413 459 671
118
La configuración “B” de puesta a tierra se utilizará en zonas
rurales no transitadas. La resistencia de puesta a tierra para estas estructuras será igual a 25 Ohm.
a) Resistencia de puesta a tierra de los 2 electrodos verticales en paralelo. La resistencia de puesta a tierra de dos electrodos verticales en paralelo, separados por una distancia mínima de 5,0 m, se calcula de acuerdo al punto 2.4.2.2.1.
R2 (0,2276) Ohm
b) Resistencia de puesta a tierra de un conductor horizontal hori zontal enterrado a una profundidad “p” “p” Será igual a:
2 L R L L Ln 2rp 1
Donde: L = 10, 20, 30, 40, 50 y 100 m, longitud total del conductor. r = 0,00378 m, diámetro del conductor. p/2 = 0,80 m, profundidad profundidad de eenterramiento nterramiento del conductor. conductor. Reemplazando, Reemplazand o, para las diferentes longitudes de contrapeso, se obtienen los siguientes valores:
119
Tabla Nº 2.9: Resistencia de puesta a tierra de un conductor horizontal. Longitud total del contrapeso horizontal L (m) 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 100,00
Resistencia del contrapeso horizontal R L(ohm) 0,1338 0,0779 0,0563 0,0445 0,0370 0,0207
c) Resistencia mutua entre las dos configuraciones será igual a:
L p l p 2 2 Ln Ln R M L l 2 p l l p 2
Se obtiene la resistencia mutua de las dos configuraciones, según se muestra en el siguiente cuadro: Tabla Nº 2.10: Resistencia mutua de dos configuraciones. configuraciones. Longitud total del contrapeso horizontal L (m) 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 100,0
Resistencia mutua De las dos configuraciones R M (ohm) 0,0421 0,0321 0,0257 0,0216 0,0187 0,0115
120
d) Resistencia de puesta a tierra de configuración c onfiguración “B” “B” La resistencia de puesta a tierra de la configuración tipo “B” se calculará mediante la siguiente expresión:
R M 2 R B R2 R L 2 R M R2 xR L
Remplazando en la fórmula anterior se obtiene la resistividad del suelo para esta configuración, según el siguiente cuadro: Tabla Nº 2.11: Configuración del sistema de puesta a tierra del tipo “B”.
Tipo de Resistencia de Longitud Resistencia de Resistencia de Resistencia de Resistividad Puesta puesta a tierra total del puesta a tierra puesta a tierra puesta a tierra del suelo a Tierra de dos contrapeso de contrapeso mutua configuración (ohm-m) electrodos horizontal horizontal R M (ohm) R B (ohm) R = 25 ohm R 2 (ohm) L (m) R L(ohm)
R B10 B10 R B20 B20 R B30 B30 R B40 B40 R B50 B50 R B100
(0,2276)
10,00 20,00 30,00 40,00 50,00
(0,2276)
100,00
(0,2276) (0,2276) (0,2276) (0,2276)
0,1384
0,0421
0,1055
0,0802
0,0321
0,0707
0,0578
0,0257
0,0534
0,0456
0,0216
0,0431
0,0379
0,0187
0,0363
237 354 468 580 689
0,0212
0,0115
0,0208
1202
La configuración tipo “B” del sistema de puesta a tierra se podrá utilizar para resistividades del suelo desde 237 hasta 1202 Ohm – m; m; cuando la resistencia de puesta a tierra solicitada sea igual a 25 Ohm; de acuerdo al cuadro anterior, para mayores ma yores valores de resistividad de los terrenos, se deben completar adicionando contrapesos horizontales hasta alcanzar la resistencia de puesta a tierra de 25 ohm o en todo caso se
121
puede recurrir a otros métodos superficiales para lograr la resistencia de puesta a tierra solicitada.
2.4.2.2.3. CONFIGURACIÓN TIPO “C “C”. ”. Esta configuración estará conformada por 2 electrodos verticales en paralelo + 4 contrapesos horizontales de longitud variable: 5, 10, 20, 30, 40 y 50 metros. La configuración tipo “C” de puesta a tierra se utilizará en zonas denominadas no transitadas. La resistencia de puesta a tierra para estas estructuras será igual a 25 Ohm.
a) Resistencia de puesta a tierra de los 2 electrodos verticales en paralelo. La resistencia de puesta a tierra de dos electrodos verticales en paralelo, separados separados por una dis distancia tancia mínima de 5,0 m.
R2 (0,2276) Ohm b) Resistencia de puesta a tierra de un conductor horizontal enterrado a una profundidad “p”. “p”. Será igual a:
R L
2 L 1 Ln L 2rp
122
Donde: L = 20, 40, 80, 120, 160 y 200 m, longitud l ongitud total del conductor r = 0,00378 m, diámetro del conductor p/2 = 0,80 m, profundidad profundidad de eenterramiento nterramiento del conductor conductor
Reemplazando, Reemplazand o, para las diferentes longitudes de contrapeso, se obtienen los siguientes valores:
Tabla Nº 2.12: Puesta a tierra de un conductor horizontal. Longitud total del contrapeso horizontal L (m) 20,00 40,00 80,00 120,00 160,00 200,00
Resistencia del contrapeso horizontal R L(ohm) 0,0779 0,0445 0,0250 0,0177 0,0139 0,0115
c) Resistencia Mutua entre las Dos Configuraciones será igual a:
2 2 L p l p Ln R M Ln L l 2 p l l 2 p
Se obtiene la resistencia mutua de las dos configuraciones, según se muestra en el siguiente cuadro:
123
Tabla Nº 2.13: Resistencia mutua de las dos configuraciones. Longitud del
Resistencia mutua
contrapeso horizontal L (m) 20,00 40,00 80,00 120,00 160,00 200,00
De las dos R Mconfiguraciones (ohm) 0,0321 0,0216 0,0135 0,0101 0,0081 0,0069
d) Resistencia de Puesta a Tierra de Configuración “C” “C” La resistencia de puesta a tierra de la configuración tipo “C” se
calculará mediante la siguiente expresión:
R M 2 RC R2 R L 2 R M R2 xR L
Remplazando en la fórmula anterior se obtiene el siguiente cuadro: Tabla Nº 2.14: Configuración del sistema de puesta a tierra del tipo “C”.
Tipo de Puesta a Tierra
R C20 C20 R C40 C40 R C80 C80 R C120 C120 C160 R C200 R C200
Resistencia Longitud Resistencia de Resistencia de Resistencia de Resistividad de puesta a total del puesta a tierra puesta a tierra puesta a tierra del suelo tierra de dos contrapeso de contrapeso mutua configuración (ohm-m) electrodos horizontal horizontal R M (ohm) R B (ohm) R = 25 ohm R 2 (ohm) L (m) R L(ohm)
(0,2276)
20,00 40,00 80,00 120,00
(0,2276) (0,2276)
160,00 200,00
(0,2276) (0,2276) (0,2276)
0,0779
0,0321
0,0692
0,0445
0,0216
0,0422
0,0250
0,0135
0,0244
0,0177
0,0101
0,0174
361 592 1025 1437
0,0139 0,0115
0,0081 0,0069
0,0138 0,0114
1812 2193
124
La configuración “C” de puesta a tierra se podrá utilizar para
resistividades del suelo desde 361 hasta 2193 ohm – m; m; cuando la resistencia de puesta a tierra solicitada sea igual a 25 ohm; de acuerdo al cuadro anterior, ó cuando la configuración “B”
no sea suficiente se añadirán contrapesos longitudinales que salgan de las patas restantes conformando la configuración “C”.
Para mayores valores de resistividad de los terrenos, se aplicarán métodos alternativos, como la utilización de suelos artificiales existentes en el mercado.
2.4.2.3. APLICACIÓN DE LOS TIPOS DE PUESTA A TIERRA EN LAS TORRES. La configuración de resistencia de puesta a tierra tipo “A”, se aplicará a suelos con resistividades iguales o menores a 649 m., en donde se pueda ubicar los contrapesos en anillo de hasta 9,0 m de diámetro. Este tipo de puesta a tierra se utilizará especialmente en zonas cercanas a viviendas, en casos de suelos con mayor resistividad se deberá incrementar contrapesos longitudinales hasta obtener la resistencia r esistencia solicitada. La configuración “B” de puesta a tierra se utilizará en zonas con
resistividades de suelo comprendido entre 233 a 1200 - m,
125
tratando de colocar los contrapesos longitudinales en la faja de servidumbre de la línea. La configuración “C” de puesta a tierra se utilizará en zonas con
resistividades de suelo mayores de 1200 - m hasta 2155 - m. En caso de colocar una puesta a tierra de configuración “B” se pueden incrementar contrapesos adicionales y lograr una puesta a tierra de configuración “C” utilizando
los valores del último
cuadro.
2.5. CÁLCULO GENERAL DE LAS FUNDACIONES. Los siguientes criterios describen las condiciones generales para el diseño de las fundaciones de la Línea de Transmisión proyectada.
2.5.1. NORMAS GENERALES. Los criterios de diseño a seguir para el cálculo de las fundaciones de estructuras de las Líneas de Transmisión, se regulan con las normas y códigos peruanos vigentes, y normas internacionales complementarias; entre las cuales podemos mencionar: Norma Técnica de Edificación NTE 060 - Concreto Armado –
Comentarios. Norma Técnica de Edificación NTE 030 - Diseño Sismorresiste Sismorresistente. nte. Norma Técnica de Edificación NT NTE E 050 - Suelos y Cimentaciones.
American Concrete Institute ACI-318/99.
126
American Institute of Steel Construction – AISC. AISC.
American Society for Testing and Materials – ASTM. ASTM.
2.5.2. FUNDACIONES DE TORRES METÁLICAS. Para las estructuras metálicas tipo celosía las fundaciones serán dimensionadas tomando en cuenta las cargas actuantes sobre ellas, la capacidad portante del terreno, los códigos de diseño mencionados y los criterios indicadas a continuación:
Datos de la geometría de la base de las torres.
El espaciamiento de las patas de las estructuras de acero en el punto donde las cargas son transferidas a la cimentación.
La pendiente de las patas de las torres.
El tamaño y características de los perfiles angulares que constituyen los “stub”.
El tipo de cimentación de cada torre, será verificado basado en las cargas de compresión y tracción actuantes, con sus esfuerzos longitudinal y transversal asociados, para las condiciones más críticas halladas.
2.5.2.1. FORMA. Para la cimentación en terreno normal, cada una de las patas de la torre consistirá de una cimentación de concreto armado, la cual consta de una zapata cuadrada con forma de pirámide
127
truncada desde la cual sale un pedestal que sobresale del terreno una longitud mínima de 30 cm. Embebido en este pedestal se instalará el “stub”, siendo éste último la extensión
de la pata de la torre dentro de la cimentación.
2.5.2.2. FACTOR DE SEGURIDAD AL VOLTEO. Los factores de seguridad al volteo para el análisis de la estabilidad de la fundación serán los considerados a continuación: Condiciones Normales
:
factor de seguridad =
:
factor de seguridad =
2,00 Condiciones Extraordinarias 1,50
2.5.2.3. FACTOR DE SEGURIDAD AL ARRANCAMIENTO. La fuerza de arrancamiento de la cimentación de la torre, será verificada mediante el coeficiente de seguridad 1,5, siendo este efecto analizado para la condición de carga de tracción más desfavorable. Dentro del factor de seguridad de arrancamiento se considera el ángulo de arranque en el terreno, para efectos del peso del mismo.
128
El ángulo de arrancamiento se considera para efectos de diseño los 2/3 del ángulo de fricción del terreno.
2.5.2.4. VERIFICACIÓN DE LA CAPACIDAD PORTANTE. La presión ejercida sobre el suelo por la fundación, debido a la fuerza de compresión máxima que actúa sobre la pata de la torre en análisis, no excederá de la capacidad portante del suelo para las condiciones normales y excepcionales de carga. Las presiones que se transmiten al terreno se calcularán considerando los efectos de carga excéntrica sobre las fundaciones, en base a la carga de compresión vertical y los momentos biaxiales sobre la base de cimentación, verificados por medio de la siguiente expresión: expresión:
Fv Az
A Mvx B 2 2
Mvy
Iyy
Ixx
Siendo: AyB
: Dimensiones de la zapata.
Az
: Área de la zapata.
Fv
: Fuerzas Verticales.
Mvx, Mvy : Momentos de volteo respectivo. Ixx, Iyy
: Momentos de Inercia.
129
2.5.2.5. DISEÑO DEL CONCRETO ARMADO. El diseño de las cimentaciones de concreto armado se harán usando el “ Método a
la Rotura”
o de Car gas gas
Últimas, basado
principalmente en la Norma Norma Técnica de Edificación NTE 060 y en el ACI-318/99. Las cargas a nivel de fundación se obtienen serán usadas para el diseño de concreto armado considerando los efectos de flexo compresión de las fundaciones. Así mismo para el diseño del pedestal se considerará los momentos flectores en sus dos ejes principales, para lo cual se utiliza el método de Bresler para su respectiva verificación, según Numeral 12.9 NTE E.060 y R10.3.5, R10.3.6 del ACI 318/99 y ACI 318R/99. La verificación de la carga transmitida por los soportes a la cimentación es particularmente importante. Para el anclaje de la torre metálica en el concreto, no se aceptará a la fuerza de adherencia entre el concreto y el perfil de acero del stub, como único medio de resistir el esfuerzo de tracción, sino que éste será transmitido al concreto por medio de ángulos de anclaje (“cleats”) empernados o soldados al perfil del “stub”.
En el caso de las torres tipo S, cimentadas en suelo con presencia de nivel freático las dimensiones de las bases calculadas como zapata aislada tiene un ancho 3.10m y la distancia estimada entre patas de torres es de 3.50m, la
130
diferencia es de 0.40m. Por lo cual, las cimentacione cimentacioness en el proceso constructivo constructivo prácticamente se unirían, debido a que lo loss conos de arranquen se traslaparían, en estos casos se adoptan fundaciones como platea de cimentación. En el Anexo Nº 08 se presentan en detalle los cálculos respectivos de las cimentaciones de las torres a ser instaladas.
CAPÍTULO IIII CALIDAD D DEL S SER VICIO E ELÉCTR ICO 3.1. CONSIDERACIONES GENERALES. La calidad de servicio es una característica inherente al segmento de distribución, ello debido al rol que cumple en la entrega del suministro al cliente final. A raíz de lo anterior y por sus características, como la gran dimensión del problema, generalmente el segmento de distribución recibe un tratamiento aislado de los segmentos de generación y transmisión de energía. La calidad tiene relación con el servicio que se presta especialmente en lo que se refiere a calidad de onda, continuidad del suministro y frecuencia de las interrupciones, como también a la atención que recibe el consumidor final. Por ello la calidad se divide es tres aspectos: Calidad Técnica del Producto, Continuidad y Calidad Comercial.
132
Continuidad: Número, duración y frecuencia de las interrupciones.
Calidad técnica del producto: Se refiere a todo t odo lo relacionado con la forma de onda, como por ejemplo niveles de tensión, rangos de frecuencia, flickers, armónicas, etc.
Calidad comercial del servicio: Se refiere básicamente a la atención al cliente, tiempos de facturación, tiempo de reposición del suministro, etc.
CALIDAD
CALIDAD TÉCNICA
CALIDAD COMERCIAL
CONTINUIDAD
Figura Nº 3.1: Características de la Calidad.
3.2. ESTUDIO GENERAL DE CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO. El desarrollo tecnológico actual ha generado un nuevo concepto de calidad de la energía el cual está relacionado con las perturbaciones electromagnéticas y eléctricas que pueden afectar las condiciones eléctricas de un suministro (tensión y /o corriente) y ocasionar el mal funcionamiento o daño a equipos eléctricos y procesos industriales. industriales.
133
El nuevo concepto de calidad de la energía eléctrica está relacionado, básicamente,, en la calidad de voltaje y corriente. básicamente La calidad del servicio eléctrico es de suma importancia tanto a nivel de la compañía de distribución como por parte del cliente. El incremento en la utilización de los equipos electrónicos pueden causar disturbios electromagnéticos o estos mismos equipos electrónicos pueden ser sensibles a este tipo de fenómenos.
3.2.1. ¿CÓMO SE SUPERVISA?
Mediante procedimientos específicos.
Las concesionarias reportan la información.
Se calculan los indicadores que miden las tolerancias.
Supervisión por resultados en base a los indicadores, mediante muestras aleatorias.
Se mejora la supervisión en base a encuestas sobre la percepción de la calidad del servicio.
3.2.2. ¿POR QUÉ SE DEBE CONTROLAR LA CALIDAD DEL SERVICIO?
Principales intereses de los usuarios:
Calidad de suministro – Menos Menos interrupciones.
Reposición rápida del servicio interrumpido.
Que la tensión no fluctúe – calidad calidad del producto.
134
Alumbrado público en buen estado.
Facturación y medición confiables.
Seguridad en las instalaciones eléctricas públicas.
Seguridad en zonas de afluencia de público.
Atención oportuna de los reclamos técnicos.
Mejor trato de los concesionarios concesionarios..
3.2.3. EN GENERAL PODEMOS DECIR DE LA CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO. Actualmente los equipos industriales de alta tecnología se han convertido en poderosas fuentes de armónicos.
Las cargas no lineales son las principales fuentes generadoras de armónicas.
El término que tiene la misma frecuencia que la fundamental es el primer armónico y, y, a veces, simplemente simplemente se le llama la fundamental. fundamental.
En el análisis de sistemas de potencia, normalmente sólo tratamos con la frecuencia fundamental. Las matemáticas de fasores y la compleja aritmética utilizada para calcular el flujo de carga y los voltajes, se diseñan generalmente para una sola frecuencia. fr ecuencia.
El fenómeno del flicker afecta la vista del ser humano cuando este excede el valor de 1Pst.
Las condiciones nominales definen la tensión de operación del sistema, este valor podría ser diferente de la tensión nominal de placa.
135
La electricidad es un producto y por tanto tiene que cumplir estándares mínimos para la satisfacción del usuario.
El objetivo de la NTCSE es establecer los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos y las obligaciones de las empresas de electricidad y los clientes que operan bajo el régimen de la Ley de Concesioness Eléctricas, Decreto Ley No. 25844. Concesione
Cuando hablamos del control de calidad de la energía nos estamos referiendo a la calidad de voltaje y corriente.
Controlar la calidad de la energía es tarea de todos, desde la empresa de generación hasta los usuarios finales.
Las normas de referencia sobre calidad de la energía se pueden clasificar en nacionales e internacionales internacionales..
3.3. ÍNDICES DE CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO. 3.3.1. INTERRUPCIONES. La calidad de suministro se expresa en función de la continuidad del servicio eléctrico a los clientes, es decir, de acuerdo a las interrupciones. Para evaluar la calidad de suministro, se toman en cuenta indicadores que miden el número de interrupciones del servicio eléctrico, la duración de las mismas y la energía suministrada a consecuencia de ellas. El período de control de interrupciones es de seis (6) meses calendario de duración. Se considera como interrupción a toda falta de suministro eléctrico en un punto de entrega. Las interrupciones pueden ser causadas, entre otras
136
razones, por salidas de equipos de las instalaciones del Suministrador u otras instalaciones que lo alimentan, y que se producen por mantenimiento, por maniobras, por ampliaciones, etc., o aleatoriamente por mal funcionamiento o fallas; lo que incluye, consecuentemente, aquellas que hayan sido programadas oportunamente. Para efectos de la Norma, no se consideran las interrupciones totales de suministro cuya duración es menor de tres (3) minutos ni las relacionadas con casos de fuerza mayor debidamente comprobados comprobados y calificados como tales por la Autoridad.
3.3.2. INDICADORES DE LA CALIDAD DE SUMINISTRO. La calidad de suministro se evalúa utilizando los siguientes dos (2) indicadores que se calculan para periodos de un semestre.
Número Total Interrupciones por Cliente por Semestre (N): Es el número total de interrupciones en el suministro de cada cliente durante un período de control de un semestre: N = Número de Interrupciones Interrupciones (expresada (expresada en: interrup interrupciones/semes ciones/semestre). tre). El número de interrupciones programadas* por expansión o reforzamiento de redes que deben incluirse en el cálculo de este indicador, se ponderan por un factor de cincuenta por cciento iento (50%).
137
Duración Total Ponderada de Interrupciones por Cliente (D): Es la sumatoria de las duraciones individuales ponderadas de todas las interrupciones en el suministro eléctrico al cliente durante un período de control de un semestre: D = (Ki x Di); (expresada en horas) Donde: Di : Es la duración individual de la interrupción i. Ki : Son factores de ponderación de duración de las interrupción.
Interrupción programada por expansión o reforzamiento
: ki= 0.25
Interrupciones programadas por mantenimiento
: ki= 0.50
Otras
: ki= 1.00
El término “Interrupciones Programadas” se refiere exclusivamente
a
actividades de expansión o reforzamiento de redes; o, mantenimiento de redes, ambas programadas oportunamente, sustentadas ante la Autoridad y notificadas a los clientes con una anticipación mínima de cuarenta y ocho (48) horas, señalando horas exactas de inicio y culminación de trabajos. Si existiese diferencia entre la duración real y la duración programada de la interrupción, para el cálculo de la duración total ponderada de interrupciones por cliente (D) se considera, para dicha diferencia de tiempo : Ki = 0; si la duración real es menor a la programada. Ki = 1; si la duración real es mayor a la programada.
138
No se considerará para el cálculo de los indicadores N y D, las interrupciones por Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia. Tabla Nº 3.1: La calidad del servicio eléctrico & seguridad pública.
ASPECTO INDICADOR TOLERANCIA Calidad del Variación de ± 5% Vn producto. tensión. Frecuencia y De acuerdo al Calidad del duración de sector típico. suministro. interrupciones.
NORMA NTCSE NTCSE Procedimientos OSINERG NTCSE Procedimientos OSINERG
Calidad comercial.
Plazos de atención.
De acuerdo a requerimiento.
Calidad de alumbrado público.
Deficiencias.
10% calidad. 2% deficiencias.
NTCSE Procedimientos OSINERG
Seguridad pública.
Deficiencias en MT, AT y De acuerdo al establecimient nivel de tensión. os públicos.
Procedimientos OSINERG
3.3.3. TOLERANCIAS. Las tolerancias en los indicadores de Calidad de Suministro para clientes conectadoss en distinto nivel de tensión son: conectado
Número de Interrupciones por Cliente (N’)
Clientes en muy alta y alta tensión
:
03 Interrupciones/semestre. Interrupciones/semestre.
Clientes en media tensión
:
06 Interrupciones/semestre. Interrupciones/semestre.
Clientes en baja tensión
:
08 Interrupciones/semestre. Interrupciones/semestre.
139
Duración total ponderada de Interrupciones por Cliente (D’)
Clientes en muy alta y alta tensión
:
06 Horas/semestre.
Clientes en media tensión
:
10 Horas/semestre.
Clientes en baja tensión
:
13 Horas/semestre.
Tratándose de clientes en baja tensión en servicios calificados como urbano-rural y rural, incrementar para ambos la tolerancia del número de interrupciones por cliente (N’) en 50% y la tolerancia de la duración total ponderada de interrupciones por cliente (D’) en 100% para el servicio
urbano-rural y 250% para el servicio rural.
3.3.4. COMPENSACIONES POR MALA CALIDAD DE SUMINISTRO. Los suministradores deben compensar a sus clientes por aquellos suministros en los que se haya comprobado que la calidad de servicio no satisface los estándares fijados en la Norma, según corresponda corresponda.. Las compensaciones establecidas en esta Norma son complementarias a las de los artículos 57° y 86 de la ley y 131 y 168 del Reglamento. En consecuencia, de los montos de las compensaciones por mala calidad de suministro, calculadas de acuerdo a esta Norma, se descuentan aquellos montos pagados a los artículos 57 y 86 de la Ley y 131 y 168 del Reglamento, abonándose la diferencia, al cliente, por mala calidad de suministro eléctrico recibido.
140
Las compensaciones se calculan semestralmente en función de la energía teóricamente no suministrada (ENS), el número de interrupciones por cliente por semestre (N) y la duración total acumulada de interrupciones (D), de acuerdo a las siguientes fórmulas: Compensaciones Compensacion es por interrupciones = e x E x ENS; donde:
e : Es la compensación compensación unitaria por incump incumplimiento limiento en en la calidad de suministro cuyos valores son: Primera etapa
:
e = 0.00
Segunda etapa
:
e = 0.05 US$/kWh
Tercera etapa
:
e = 0.35 US$/kWh
E : Es el factor que toma en consideración consideración la magnitud de los indicadores de calidad de suministro y está definido de la siguiente manera: N’)/N’ + (D-D’)/D’ E = 1+(N- N’)/N’
Las cantidades sin apóstrofe representan los indicadores de calidad, mientras que las que llevan apóstrofe representan los límites de tolerancia para los indicadores respectivos. El segundo y/o tercer término del miembro derecho de esta expresión serán considerados para evaluar las compensaciones, solamente si sus valores individuales son positivos. Si tanto N y D están dentro de la tolerancias, el factor E no se s e evalúa y asume el valor cero.
141
ENS : Es la energía te teóricamente óricamente nnoo suministrada suministrada a un cliente determinado y se calcula de la siguiente manera: ENS = ERS/(NHS -di) x D; ( expresada en: kWh), Donde : ERS
: Es la energía registrada en el semestre.
NHS : Es el número de de horas del se semestre. mestre. di
: Es la duración total real de las interrupciones ocurridas en el semestre.
3.3.5. CONTROL. Se evalúa la calidad de suministro para todo punto de entrega, debiendo registrarse en la correspondiente base de datos, toda falta de fluido eléctrico, cuya causa es conocida o desconocida por el cliente o programada o no por el suministrador. La duración se calcula desde el momento de la interrupción hasta el restablecimiento del suministro de manera estable. Las compensaciones se calculan, en todos los casos, para cada cliente. La determinación del número de interrupciones (N) y la duración total ponderada de interrupciones (D) ppor or cliente se lleva a cabo:
Para todos los puntos de suministro a clientes en muy alta y alta tensión.
142
Para todos los puntos de suministro a clientes en media tensión en función de los alimentadores o secciones de alimentadores a los que están conectados.
Para todos los puntos de suministro a clientes de baja tensión en función de los alimentadores o secciones de alimentadores a los que están conectados. En este caso, el control se lleva a cabo por fase.
Las interrupciones que ocurren en un ramal o sección de línea en media o baja tensión son son registradas ddel el siguiente modo:
Si la interrupción fue producida por el suministrador, se registra la hora de inicio de las maniobras de desconexión.
Si la interrupción fue imprevista, se adopta como hora de inicio: i) El momento en que se produjo la primera llamada telefónica de un cliente perjudicado con la interrupción; ii) El momento en que el suministrador toma conocimiento del hecho; o iii) El momento en que realmente se produjo, si queda manifiestamente probado. De las tres alternativas, la que determine el inicio de la l a interrupción primero en el tiempo.
En todos los casos, se considera como hora final de la l a interrupción, aquella en la que se restableció el suministro de manera estable. El suministrador está obligado a identificar y a compensar a todos los clientes perjudicados con la interrupción.
143
3.4. APLICACIÓN DE LA NORMATIVIDAD DE CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO. 3.4.1. NORMA
TÉCNICA
DE
CALIDAD
DE
LOS
SERVICIOS
ELÉCTRICOS[1]. La norma es de aplicación imperativa para el suministro de servicios que está relacionado con la generación, transmisión y distribución de la electricidad sujetos a regulación de precios y de aplicación supletoria de voluntad de las partes conforme a Ley, pertenece al régimen de libertad de precios. El control de la calidad de los servicios eléctricos se realiza en los siguientes aspectos de acuerdo a la norma:
a)
b)
Calidad del producto.
Tensión.
Frecuencia.
Perturbacioness (flicker y tensiones armónicas). Perturbacione
Calidad de suministro.
c)
[1]
Interrupciones.
Calidad del servicio comercial.
Trato al cliente.
Medios de atención.
Precisión de medida.
Decreto Supremo N 020-1997-EM. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Eléctricos. OSINERG 2005, incluye modificacione modificaciones. s.
144
d)
Calidad de alumbrado público.
Deficiencias del alumbrado público.
Obligaciones del suministrador.
Informar sobre sus obligaciones a sus clientes.
El suministrador es responsable de prestar a su cliente un servicio con un nivel de calidad satisfactorio de acuerdo a las exigencias establecidas en la norma.
Pagar a su cliente dentro de los plazos establecidos, las compensaciones respectivas por incumplimiento de la calidad de servicio eléctrico.
Todo suministrador es responsable ante otros suministradores por las interrupciones y perturbaciones que él o un cliente suyo inyecte en la red afectando los intereses de los otros suministradores, los mismos que serán compensados según la norma.
Obligaciones del cliente.
Todo cliente es responsable ante su suministrador por aquellas perturbaciones que inyecte en la red excediendo las tolerancias establecidas en la norma.
Los clientes tienen un tiempo ti empo determinado desde la notificación para mejorar sus niveles de emisión de perturbaciones. A partir de este plazo el suministrador suministrador queda facultado facultado a suspen suspender der el servicio.
145
El cliente es responsable ante su suministrador por las compensaciones compensac iones que este efectúe a terceras partes y cuya causa sea el mismo cliente.
Competencia de la autoridad.
Fiscalizar el cumplimiento de la norma.
Proponer modificaciones y bases metodológicas.
Resolver en segunda y última instancia los reclamos de las empresas
y clientes. Verificar el pago de las l as compensacione compensaciones. s.
Imponer multas por el incumplimiento de la norma.
El pago de compensaciones y/o multas no exime al suministrador de su responsabilidad por daños y perjuicios por la mala calidad de los servicios eléctricos.
Rol normativo y supervisión.
Figura N 3.2: Rol normativo y supervisión.
146
Prioridad de las normas de supervisión. Se enfatizó la fiscalización de las actividades de la Cadena de valor del Sector Eléctrico de mayor impacto al usuario. Y esto lo podemos visualizar en el siguiente gráfico:
Figura Nº 3.3: Rol general del sistema eléctrico hasta el consumidor final. Donde: 1.
Alumbrado público.
2.
Contraste de medidores.
3.
Seguridad pública (Media tensión).
4.
Uso y acceso a redes de transmisión t ransmisión y distribución.
5. 6.
Operación de los sistemas eléctricos. Facturación, cobranza y atención al cliente.
7.
Fuerza mayor.
8.
Servidumbre en transmisión.
9.
Generación en los sistemas aislados.
10. Cortes y reconexiones. 11. Seguridad en los establecimientos públicos. 12. Disponibilidad en el Sistema Interconectado Nacional (SEIN).
147
13. Performance en la transmisión. 14. Seguridad en redes de baja tensión y conexiones domiciliarias. 15. Mantenimiento del COES.
Los índices destinados a la calidad del servicio eléctrico. Existen tres tipos de participantes interesados en los índices de calidad: usuarios finales, compañías distribuidoras y autoridades. Los clientes o usuarios finales consumen energía pero a la vez generan disturbios, los principales aspectos aspectos que esto estoss toman en cu cuenta enta son:
Evaluación de la calidad del sistema versus precios/tarifas (Cuanto estará dispuesto a pagar por un mejor servicio).
Evaluación de las medidas de perfeccionamiento de calidad dentro de las instalaciones del usuario.
El cliente es responsable ante su suministrador por las perturbaciones que inyecte.
Las distribuidoras deben dar a conocer sus índices de suministro, tomando en consideración lo siguiente:
Información a los clientes.
Reportes a las autoridades regulatorias.
Información y motivación a los empleados.
Base para compartir las inversiones.
Evaluación de su capacidad de restauración.
148
Relación con el público.
Campañas de gestión con otras distribuidoras.
Es responsabilidad de las autoridades establecer las señales eficientes, y las normas de calidad adecuadas. Principalmente deberán evaluar lo siguiente:
Seguir las recomendaciones de los estándares internacionales. internacionales.
Regular las tarifas y evaluar los servicios de generación, transmisión y distribución.
CAPÍTULO IIV SUMINISTR O D DE M MATER IALES Y Y COSTOS R R EFER ENCIALES
En este capítulo se dan los costos referenciales de la ejecución definitiva de la línea de transmisión Villa Rica – Puerto Puerto Bermúdez en 60kV. El análisis se llevará a cabo de acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, los parámetros considerados corresponden a los siguientes dispositivos legales:
Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N 25844 del 19 de Noviembre de
1992.
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Supremo N 009-93
EM del 23 de Febrero de 1993.
150
151
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153
154
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157
158
159
CONCLUSIONES CONCLUSIONES [1].-
La ruta más cconveniente onveniente para sa satisfacer tisfacer el déficit y la mala calidad del suministro que se deben a la falta de oferta del sistema eléctrico del Valle del Rio Pichis y Palcazu de la energía eléctrica en forma oportuna, económica y confiable, consistirá en una línea de transmisión en 60 kV que interconectarán las subestaciones de potencia de Villa Rica y Puerto Bermudez de propiedad de Electrocentro S.A.
[2].-
La sección más óptima de la línea de transmisión transmisión es es ddee 120 mm2 de material ACAR, de una longitud l ongitud aproximada de 64,62 km.
[3].-
La poligonal escogida es la más recomendable, recomendable, evitándose paralelismos con otras líneas. Este trazo tiene una altitud máxima de línea de 1850 m.s.n.m. y una mínima de 200 m.s.n.m.
[4].-
El anch anchoo de la franja de se servidumbre rvidumbre sserá erá de 8 m a cada lado del del eje de la línea en cumplimiento al CNE Suministro 2001.
[5].-
La distribución de las eestructuras structuras a lo largo del perfil perfil se realizó empleando el software DLT-CAD versión 2.4. Se ha verificado la distancia mínima de seguridad al terreno y el esfuerzo del conductor. La salida de datos de programa se muestra muestra en los planos de distribución ddee estructuras.
[6].-
El estudio realizado para esta línea de transmisión en 60 kV es rentable económicamente, ya que la demanda es considerable en el sistema y cubre todas las inversiones que se realizarán de acuerdo a la evaluación económica. económica.
[7].-
La línea de transmisión en 60 kV permitirá dotar de energía eléctrica procedente del Sistema Interconec Interconectado tado Nacional (SEIN) en forma permanente y confiable al Valle del Rio Pichis y Palcazu y localidades anexas.
[8].-
Proveer suficiente capacidad en el sistema sistema eléctrico ddel el Valle del Rio Pichis y Palcazu para satisfacer futuras necesidades de manera que se mantenga la calidad del servicio y promover el desarrollo integral de la región.
[9].-
Promover el desarrollo socio-económic socio-económicoo del sector industrial, cooperativas y de las empresas privadas para su incorporación directa al mercado regional y nacional.
R ECOMENDACIONES [1].-
Se reco recomienda mienda la puesta eenn servic servicio io de la línea de transmisión transmisión en 60 kV que interconectará a la S.E. Villa Rica – S.E. S.E. Puerto Bermudez con la cual se mejoraría la confiabilidad y la calidad del servicio del sistema eléctrico de Electrocentro S.A.
[2].-
Para la ejec ejecución ución ddee nuev nuevas as obras se ddebe ebe tomar en cuenta, el estudio estudio de contaminación ambiental efectuado en toda la zona beneficiada del ámbito de concesión de la empresa de distribución de electricidad, el cual permitirá realizar diseños adecua adecuados dos para los sectores de alta contaminación, mejorando de esta forma la operación y mantenimiento de los sistemas eléctricos.
[3].-
Proporcionar a los fabrica fabricantes ntes de equipos equipos y materiales el estudio estudio de contaminación ambiental, el cual permitirá que mejoren sus productos y por ende logren mayor performanc performancee en zonas ddee alta contaminación. contaminación.
[4].-
Debido a que la empresa Electrocentro S.A. adquiere adquiere grandes cantidades de equipos y materiales para sus sistemas de distribución, transmisión y en menor escala para generación, es necesario la implementación de una oficina de control de calidad de materiales y equipos, el cual permitirá normalizar las especificaciones técnicas para las diversas condiciones climatológicas.
[5].-
Se recomienda realizar una coordinación de protección del todo el sistema eléctrico de Villa Rica – Puerto Puerto Bermudez con la finalidad de mejorar la confiabilidad, calidad de suministro eléctrico y mejorar con ello la selectividad de los sistemas de protección.
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DISTRIBUTION
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