Lineas Electricas
September 2, 2022 | Author: Anonymous | Category: N/A
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Líneas de Transmisión Eléctrica en 500KV BOLIVIA
R esume sumen n — En En
el presente trabajo se analizaron los aspectos preliminares relacionados con la planificación de líneas en 500KV, a fin de implementar este tipo de líneas en Bolivia. Se consideró como objetivo de partida transportar 1GW de Potencia, tomando en cuenta la diversidad topográfica y climática de Bolivia. La primera parte de este documento revisa los valores de nivel de tensión más adecuados para el objetivo fijado La segunda parte explora las posibilidades en configuraciones y tipos de conductores requeridos, usando para ello parámetros usuales de líneas construidas en el mundo. La tercera parte resume los resultados hallados en cuanto a la selección de conductores, ampacidad y potencia natural de los casos más relevantes
Además, en los análisis mencionados se plantean diversas condiciones que caracterizan el estudio al caso Boliviano.
2 DETERMINACION DEL NIVEL DE TENSION 2.1 OBJETIVO Abordar los lineamientos generales de diseño para una línea de transmisión de energía eléctrica con capacidad de transporte de 1 GW, considerando distintas longitudes.
2.2 CRITERIOS DE SELECCION DEL NIVEL DE TENSION
otros países se pueden considerar algunos De la experiencia en criterios ya asumidos que servirán para elegir el nivel de tensión considerando el objetivo trazado. Criterio de Alfred Still.
En conclusiones se resume y presenta el tipo genérico de Líneas de Transmisión en 500KV, para Bolivia
[EC-1]
Siendo: Se espera que este documento sirva como información referencial y de partida para la planificación de LTs en 500KV. 500KV, Palabras Clave — 500KV,
Bolivia, Selección Tensión, Selección de Conductores y Configuración.
de
1 INTRODUCCIÓN La creciente demanda energética tanto para el consumo doméstico como para el consumo industrial, la proyección de importantes industrias y la posibilidad de exportar energía a países vecinos, crean el escenario para buscar alternativas en la Transmisión de Energía en grandes volúmenes. Para seguir un orden en este documento, se abordara el análisis con el nivel de tensión, posteriormente la selección de conductores así como su configuración, para finalmente encontrar la potencia natural que podría transportar una línea tipo.
U Tensión nominal de línea [kV], Criterio económico. L Longitud de la línea [km] P Potencia a transmitir [MW] De acuerdo a la anterior expresión, y considerando la potencia como un valor ya definido, 1 GW, se evalúan distintas longitudes para obtener los niveles de tensión posibles. A continuación se presenta una tabla con los resultados obtenidos. Nivel de de Tensión Tensión (KV) Potencia Potencia (MW) Longitud Longitud (Km) 552
1000
100
553
1000
200
555
1000
300
557
1000
400
558
1000
500
560
1000
600
562
1000
700
564
1000
800
565 567
1000 1000
900 1000
[TB-1] Nivel de tensión en función de la longitud de línea y la potencia a ser transmitida
1
KV, MW
Como se puede observar de acuerdo a valores típicos de líneas de transmisión, el voltaje requerido para transportar 1GW, con una configuración de 4 conductores por fase, es de 500KV. Sin considerar la altitud de las instalaciones. Es importante considerar, una vez determinado el nivel de voltaje, que el incremento de la potencia natural queda en función a la impedancia característica de la línea, siendo los factores que inciden más notablemente sobre la misma, los siguientes:
Km
[GR-1] Nivel de tensión en función de la longitud de línea y la potencia a ser transmitida
En el grafico se puede observar que manteniendo la potencia a 1GW e incrementando la longitud de la Línea desde 100 km a 1000 Km, el nivel de tensión varia ligeramente desde 552 a 567 KV. Cabe resaltar que este es un método aproximado que ayuda a identificar un nivel de tensión con criterios económicos. Posteriormente será necesario ajustar al valor de tensión normalizado más próximo, en este caso el nivel estandarizado más cercano es 500 KV. En este análisis no se considera el efecto de la altura.
Considerando el uso de un haz de conductores se puede observar la variación de la Potencia Natural en función de la configuración del haz de conductores. De la tabla [TB-2] se puede inferir el tipo de configuración de conductores requerido para transportar 1GW en 500 KV. Por consiguiente el análisis partiría con una configuración cuádruple de haz de conductores.
Voltaje Volta je de Operación (K v)
400 12 12 320 280 240
SIL Tipico de Lineas Aereas (MW)
Uso de un haz de conductores por fase Incremento del diámetro del conductor
S n = Potencia natural [MVA] = 1000MW (Objetivo) = Tensión nominal de la línea [kV] U = Zo = Impedancia característica [Ω]
1 2 3 4
[EC-2]
69
De lo anterior y excluyendo el diseño de las torres compactas, el análisis se decantara de manera general sobre los siguientes aspectos:
Criterio de Potencia Natural
Numero de Zc Conductores (Ohm) por Fase
Reducción del espacio entre fases (Líneas Compactas) Incremento del número de conductores por fase (dentro lo razonable) Incremento del diámetro del conductor Incremento el radio de separación del haz de conductores Introducción de expansores al haz de conductores a lo largo del vano
138
23
48 60
132 165
400 557 55 602 627 62 7
500
765
781 78 893 1042 10 42 22 2230 30
[TB-2] Ref. EPRI
Para concluir este apartado se presenta una tabla referencia e
informativa de la evolución de los niveles de tensión en Norte América. Kv
Año [GR-2] Ref. EPRI – Grafico Grafico de Referencia Potencia, Tensión y longitud.
[GR-3] Ref. EPRI
2
3 SELECCION DE CONDUCTORES 3.1 OBJETIVO Determinar el conductor y configuración más apropiados para líneas de Transmisión en 500 KV.
3.2 CONSIDERACIONES PREVIAS La selección de conductor es una de las más importantes decisiones durante la etapa de diseño de una línea de transmisión. La selección del diámetro de conductor esta usualmente vinculada con el desempeño por corona, más aún que por la capacidad de transporte de corriente. También es importante indicar que el desempeño por corona mejora con la implementación de múltiples conductores por fase. (EPRI) Previamente se revisó como varía la potencia natural con respecto a la configuración del haz de conductores y el diámetro de los mismos, en el siguiente apartado se presenta una tabla referencial que ayuda a seleccionar de manera preliminar el diámetro mínimo y el tipo de configuración del haz de conductores.
3.3 SELECCION DIAMETROS MINIMOS CONDUCTORDE- PERDIDAS POR EFECTODE CORONA Las pérdidas por Corona dependen principalmente de la diferencia de potencial entre los conductores y tierra, más exactamente del gradiente de potencial en la superficie de los conductores y de las condiciones climáticas a lo largo de la línea. Las perdidas pueden ser nulas con tiempo bueno y alcanzar valores elevados con lluvias intensas, una buena evaluación de estas pérdidas requiere conocimiento de las condiciones meteorológicas de las regiones que la línea atraviesa, registros climáticos de muchos años, de los cuales con procedimientos estadísticos se extrae el número de horas de lluvia que finalmente permite efectuar la evaluación de las pérdidas anuales. En fase de proyecto preliminar es común usar procedimientos simplificados como el siguiente para determinar el diámetro mínimo del conductor de tal forma que las pérdidas se encuentren dentro de un rango aceptable:
Se adopta un diámetro de conductor normalizado fijando perdidas nulas para buen tiempo. En general debe adoptarse un diámetro que sea igual o mayor al indicado en la tabla. Estos datos tienen razonable precisión en cálculos económicos preliminares, siendo usados frecuentemente. Un buen indicador del límite de perdidas es el gradiente superficial que debe limitarse a 17 kV rms/cm no siendo conveniente superarlo. (EPRI)
De lo anterior se puede establecer como punto de partida, que para líneas en 500KV será necesaria una configuración cuádruple de haz de conductores y que el diámetro mínimo de estos debe ser 23 mm. mm. En el análisis no se consideraron distancias específicas de separación del haz de conductores .
3.4 REVISION DE CONDUCTORES QUE SUPERAN EL DIAMETRO MINIMO SUGERIDO PARA EVITAR LAS PERDIDAS POR EFECTO CORONA Considerando lo anterior se tienen las siguientes opciones por tipo de tecnología de conductor.
Tipo
) m o c . l a r u s . w w w ( R S C A
Un es la tensión máxima de operación (tensión entre fases)
KCM
Diametro Carga de Ampacity (A) Total del Rotura (Kgf) Cable (mm)
Peso (Kg/Km)
Resistencia Ohms/km DC 20°C
Parakee t
556,5
23,21
8981
721
1067
0,101
Eagl e
556,5
24,22
12610
734
1297
0,0996
Grosbeak
636
25,16
11430
789
1302
0,0877
715,5
26,69
12882
849
1465
0,078
Te rn
795
27,01
10024
887
1333
0,071
Rail
954
29,59
11748
993
1600
0,0592
Cardi nal
954
30,38
15331
996
1827
0,0587
Curl e w
1033,5
31,62
16601 16
1047
1979
0,0542
Bl ue jay
1113,0
31,97
13517
1092
1868
0,0507
Bunti ng
1192,5
33,08
14515
1139
2000
0,0474
Bi tte rn
1272,0
34,16
15467
1184
2133
0,0444
Pheasant
1272,0
35,09
19777
1187
2434
0,0443
Starl i ng
El gin ) m F o l i nt c . s Gree l ey e l C b A a A c A o r p . w w w ( -
) m o c . s e l b a c o r p . w w w ( R A C A
[TB-3] Diámetros mínimos de conductor (mm), para perdidas nulas por corona (buen tiempo) Ref . www.ing.unlp.edu.ar
Codigo
652,4 740,8
23,5 25,2
9943 11048
729 790
907 1030
0,101 0,089
972,2
28,15
13827
908
1289
0,071
1077,4
30,38
15891
998
1498
0,061
1165,1
31,6
17183
1045
1620
0,057
1259,6
32,85
18578
1096
1751
0,052
1348,8
34
19894
1148
1875
0,049
1439,2
35,1
21226
1187
2001
0,046
-
650
23,57
6798
761
907
0,09367
-
700
24,46
7240
794
976,7
0,08698
-
750
25,31
7763
831
1046
0,08118
-
800
26,14
8280
864
1116
0,07611
-
853,7
27,01
7917
909
1192
0,06963
-
918
28
10488
931
1280
0,06797
-
927,2
28,1
10593
937
1293
0,0673
-
950
28,49
9731
960
1326
0,06409
-
1000
29,23
11425
981
1394
0,0624
-
1024,5
29,59
10494
1006
1430
0,05943
11069
1039
1508
0,05634
11 11267
1050
1535
0,05535
-
1081
30,39
-
110 1100
30,66
-
1172
31,64
13390
1081
1634
0,05324
-
1200
32,06
11202
1117
1676
0,04971
-
1300 1400
33,33 34,63
12056 12044
1173 1231
1816 1956
0,04573 0,042
-
1500
35,85
14974
1268
2093
0,04035
[TB-4] Tipos de Conductores
3
3.5 CONSIDERACIONES PROPIAS DE LA GEOGRAFIA Y CONDICIONES CLIMATICAS DE BOLIVIA Siendo que el presente análisis trata de cubrir rangos característicos de las condiciones bolivianas, se realiza una revisión de las distintas alternativas tomando como referencia las zonas climáticas de Bolivia.
Altitud 500 2000 3000 4500
Ecrd, gradiente de tensión tensión crítica dis disruptiva ruptiva [kV/cm] Se co Ll uvi oso 17, 8 14, 3 16, 0 12, 8 14, 8 11, 8 13, 2
10, 6
[TB-6] Variación del gradiente de tensión critica disruptiva respecto a distintas altitudes Kv/cm
mm
msnm
[GR-5] Grafico Variación del gradiente de tensión critica disruptiva respecto a distintas altitudes [TB-5] Zonas Climáticas de Bolivia
Del anterior análisis se puede observar que en condiciones lluviosas, el de gradiente de tensión es menor (con disruptivo, respecto a condiciones buen tiempo) para lograr un efecto de igual forma sucede al considerar altitudes mayores. En consecuencia para reducir este efecto en altitudes significativas, desde el punto de vista de la selección de conductores, será necesario incrementar el diámetro de los mismos.
3.7 SELECCIÓN DE CONDUCTORES - MEMORIA DE CÁLCULO Como se indicó anteriormente, en líneas con Tensiones Elevadas el calibre del conductor suele establecerse por el desempeño de corona más que por la capacidad de conducción de corriente. Generalmente se usan las configuraciones de haz de conductor para alcanzar este desempeño. El desempeño por efecto Corona incluiría interferencias de radio, el ruido audible y las pérdidas por corona en la operación en la línea de transmisión (EPRI).
[GR-4] Mapa de Zonas Climáticas de Bolivia
Para la selección de conductor se utilizara el criterio de Coeficiente de Seguridad por Corona Para lo cual evaluaremos la siguiente formula:
3.6 COMPORTAMIENTO DEL GRADIENTE DE TENSION CRÍTICA DISRUPTIVA SEGÚN LAS ZONAS CLIMATICAS DE BOLIVIA En este apartado se puede observar como varía el gradiente de tensión critico disruptivo según se modifique la altitud y temperatura, se considera además el comportamiento en buen tiempo y en tiempo lluvioso.
[EC-3]
Cs Coeficiente de Seguridad por Corona U o Tensión Crítica Disruptiva fn Tensión fase neutro de la LT U
Formula extraída de Curso Gemini; Colombia
4
Para asegurar la ausencia de corona este valor debe ser mayor a la unidad. Por otro lado para evaluar la anterior formula es necesario conocer la tensión crítica disruptiva, calculada mediante la fórmula presentada a continuación:
Tensión crítica disruptiva
[EC-4]
U ccrd rd Tensión Crítica Disruptiva (KV) K 1 Coeficiente de rugosidad del Conductor
(0.98 Cables limpios o envejecidos- Dielectric Phenom; Peek)
K 22 Factor de cableado de conductor
(0.9 para 12 a 30 hilos en capa exterior – Curso Curso Gemini; Colombia) m Factor meteorológico (1, Tiempo seco; 0.8 tiempo lluvioso – Calculo Calculo de Líneas y Redes Eléctricas; Ramón Mujal Rosas) δ Densidad relativa del aire r Radio del del conductor N Número Número de sub conductores del haz DM G Distancia me media dia geométrica req Radio equivalente del hhaz az de condu conductores ctores Formula Extraída de Curso Gemini; Colombia, Wikipedia. Datos complementarios: Curso Gemini; Colombia 2 K circular compacto K 22=1.0 =0.85Conductor Con 6 hilos exteriores K 22=0.90 Con12 a 30 hilos exteriores
Calculo de la distancia media geométrica [EC-7]
DM G Distancia media geométrica (m) D AB Distancia entre fase A y fase B D BC Distancia Distancia entre fase B y fase C D CA Distancia entre fase C y fase A
Considerando una estructura de tipo horizontal con separación entre fases de 10 metros, se obtiene 12.6 m. Cabe aclarar que el valor 10 metros es un dato extraído de líneas típicas en 500KV, formato horizontal. (EPRI)
Calculo del radio equivalente [EC-8]
conductores(cm) ductores(cm) req Radio equivalente del haz de con Número de sub conductores del haz N Número (Valor utilizado 4, de acuerdo al apartado 3.3) r Radio del conductor (cm)
(Se utilizaran los valores de la tabla [TB-4]) Separación entre sub-conductores adyacentes del haz (cm) (Valor típico adoptado 45.7cm- EPRI) E PRI) K 1 Coeficiente para 4 conductores = 1.12 - Overhead Power Lines Planning Design Construction by F Kiessling, Kiessling, P Nefzger, J F Nolasco Δ
Datos conplementarios - Overhead Power Lines Planning Design Construction by F Kiessling, P Nefzger, J F Nolasco Coeficiente K 1
K 1 =0.9 Cuando está envejecido (pulido por el uso) y limpio K 1 =0.8 Nuevo K 1 =0.7 Sucio, con grasa K 1 =0.3 – 0.5 0.5 Con gotas de agua
Siendo necesarios cálculos auxiliares para evaluar la anterior formula a continuación se detallan los mismos:
Calculo de la densidad de aire en distintas condiciones de altitud.
Numero de Subconductores Coeficiente K1 Tipo
) m o c . l a r u s . w w w ( R S C A
[EC-5] )
δ Densidad relativa del aire b Presión Barométrica (cmHg) T Temperatura Temperatura (°C)
m o c . s e l C b A a A c o A r p . w w w (
[EC-6]
b Presión Barométrica (cmHg) H Altitud, metros sobre el nivel del mar
Considerando los datos de las zonas climáticas de Bolivia obtenemos los siguientes resultados Densidad Relativa del Aire
Tm me e d (º C) C)
H (m (m snm )
0, 94 0, 80 0, 71 0, 60
25 18 15 10
500 2000 3000 4500
[TB-7] Variación de la densidad de aire respecto a distintas alt itudes
) m o c . s e l b a c o r p . w w w ( R A C A
Codi go
1 1 KCM
2 1
3 1
4 1, 1,1
Diametro Total del Cable (mm)
5 1,3
6 1,4
Parakeet
556,5
23,21
19,861
556,5
24,22
20,074
636
25,16
20,266
715,5
26,69
20,567
Tern
795
27,01
20,629
Rail
954
29,59
21,105
Starling
Req
Eagle Grosbe ak
8 1,8
Cardinal
954
30,38
21,244
Curle w
1033,5
31,62
21,458
Blue jay
1113,0
31,97
21,517
Bunting
1192,5
33,08
21,701
Bittern
1272,0
34,16
21,876
Pheasant
1272,0
35,09
22,024
Elgin
652,4
23, 5
19,923
Fl i n t
740,8
25, 2
20,274
Greel ey
972,2
28,15
20,843
-
1077,4
30,38
21,244
-
1165,1
31, 6
21,454
-
1259,6
32,85
21,663
-
1348,8
34
21,851
-
1439,2
35, 1
22,025
-
650
23,57
19,938
-
700
24,46
20,124
-
750
25,31
20,296
-
800
26,14
20,461
-
853,7
27,01
20,629
-
918
28
20,815
-
927,2
28, 1
20,834
-
950
28,49
20,906
-
1000
29,23
21,040
-
1024,5
29,59
21,105
-
1081
30,39
21,246
-
1100
30,66
21,293
-
1172
31,64
21,461
-
1200
32,06
21,532
-
1300
33,33
21,742
-
1400
34,63
21,951
-
1500
35,85
22,142
[TB-8] Radios equivalentes de conductores para una configuración de 4 conductores por haz de conductores y separación 45.7cm y k1 =1,12 para 4 conductores.
5
Habiendo evaluado la ecuación [EC-4], para las condiciones climatológicas seca y húmeda, con la gama de conductores presentados en el cálculo del radio equivalente (req), y considerando los datos de las zonas climatológicas de Bolivia, para el cálculo de la densidad relativa del aire ( DRA), a continuación se presentan los valores obtenidos para la tensión crítica disruptiva, en las condiciones mencionadas. Tension Critica Disruptiva (KV) Seco hast a (ms nm )
Ti po po
C od ig igo
) m o c . l a r u s . w w w ( R S C A
) m o c . s e l C b A a c A o A r p . w w w (
) m o c . s e l b a c o r p . w w w ( R A C A
r ( cm )
2000
3000
4500
500
2000
3000
4500
DRA
DRA
DRA
DRA
DRA
DRA
DRA
DRA
Parake et Eagl e Grosbe ak Starl ing Tern Rai l Cardinal Curl ew Bl ue jay Bunting Bi ttern Phe asant
1,1605 1,211 1,258 1,3345 1,3505 1,4795 1,519 1,581 1,5985 1,654 1,708 1,7545
0,94 336,7 350,4 363,2 383,9 388,2 423,0 433,6 450,2 454,8 469,6 484,0 496,4
0,80 285,6 297,3 308,1 325,7 329,3 358,8 367,8 381,8 385,8 398,4 410,6 421,0
0,71 254,5 264,9 274,6 290,2 293,5 319,7 327,7 340,3 343,8 355,0 365,9 375,2
0,60 214,5 223,3 231,4 244,6 247,4 269,5 276,3 286,8 289,8 299,3 308,4 316,3
0,94 269,4 280,4 290,6 307,1 310,6 338,4 346,8 360,1 363,9 375,7 387,2 397,1
0,80 228,5 237,8 246,5 260,5 263,5 287,0 294,2 305,5 308,6 318,7 328,4 336,8
0,71 203,6 211,9 219,6 232,2 234,8 255,8 262,2 272,2 275,1 284,0 292,7 300,2
0,60 171,6 178,6 185,2 195,7 197,9 215,6 221,0 229,5 231,9 239,4 246,7 253,0
El gi n F l in t Gree le y -
1,175 1,26 1,4075 1,519 1,58 1,6425 1,7 1,755
340,6 363,8 403,6 433,6 449,9 466,6 481,9 496,5
288,9 308,5 342,4 367,8 381,6 395,8 408,7 421,1
257,5 275,0 305,1 327,7 340,1 352,7 364,3 375,3
217,1 231,8 257,2 276,3 286,7 297,3 307,1 316,4
272,5 291,0 322,9 346,8 359,9 373,3 385,5 397,2
231,2 246,8 273,9 294,2 305,3 316,6 327,0 336,9
206,0 220,0 244,1 262,2 272,1 282,2 291,4 300,2
173,7 185,4 205,7 221,0 229,3 237,8 245,6 253,1
-
1,1785 1,223 1,2655 1,307 1,3505 1,4 1,405 1,4245 1,4615 1,4795 1,5195 1,533
341,6 353,7 365,2 376,5 388,2 401,6 402,9 408,2 418,1 423,0 433,7 437,3
289,8 300,0 309,8 319,3 329,3 340,6 341,8 346,2 354,7 358,8 367,9 370,9
258,2 267,4 276,1 284,6 293,5 303,6 304,6 308,6 316,1 319,7 327,8 330,6
217,7 225,4 232,7 239,9 247,4 255,9 256,8 260,1 266,4 269,5 276,4 278,7
273,3 283,0 292,2 301,2 310,6 321,3 322,4 326,5 334,5 338,4 347,0 349,8
231,8 240,0 247,9 255,5 263,5 272,5 273,4 277,0 283,7 287,0 294,3 296,8
206,6 213,9 220,9 227,7 234,8 242,9 243,7 246,8 252,9 255,8 262,3 264,5
174,1 180,3 186,2 191,9 197,9 204,7 205,4 208,1 213,2 215,6 221,1 222,9
-
1,582 1,603 1,6665 1,7315 1,7925
450,4 456,0 473,0 490,3 506,4
382,1 386,8 401,2 415,8 429,6
340,5 344,7 357,5 370,6 382,8
287,0 290,6 301,4 312,4 322,7
360,3 364,8 378,4 392,2 405,2
305,6 309,5 320,9 332,7 343,7
272,4 275,8 286,0 296,5 306,3
229,6 232,5 241,1 249,9 258,2
Ve Verd rdee Va Valo lore ress entr entree 00,9 ,9 y 00,9 ,999
Am Amar arill illo Va Valo lore ress meno menorres a 0,9
Rojo Rojo
Cabe recordar que los valores menores a la unidad presentan corona, sin embargo para evaluar distintas posibilidades de todas formas se presentan valores entre 0,90 y 0,99.
Cálculo complementario – Gradiente Gradiente de tensión superficial
Lluvioso has ta ta (ms nm)
500
Valo Valore ress m may ayor ores es a 0,9 ,999
Complementariamente se presenta el cálculo del gradiente de tensión superficial, que obedece a la siguiente formula:
Calculo del gradiente de tensión superficial
[EC-9]
K N Coeficiente para calcular el gradiente de voltaje r Radio del conductor (cm) Δ Separación entre sub-conductores adyacentes del haz (cm) N Número Número de sub conductores del haz
[TB-9] Tensión critica disruptiva, para evaluar la formula se utilizaron los datos de la [EC-4].
Con estos datos es posible realizar la evaluación del coeficiente de seguridad por corona de la ecuación [EC-3], que nos permitirá evaluar el comportamiento del conductor, la configuración del haz de conductores y la distancia entre fases a distintas condiciones climatológicas y para 500KV. Estos resultados se muestran a continuación.
DM G Distancia media media geométrica req Radio equivalente del haz de con conductores(cm) ductores(cm) HMG Altura media geométrica de conductor conductor a tierra
U m max=525K v max ax Tensión máxima del sistema (5%), para 500KV, U max=525K Formula extraida de Overhead Power Lines Planning
Para evaluar la anterior formula es necesario realizar cálculos auxiliares:
Calculo del coeficiente K N
Coeficiente de Seguridad por Corona Tipo
Codigo
KCM
r (cm)
Sec o has ta ta (m s sn nm )
Ll uvios o has ta ta (m s sn nm )
500
2000
3000
4500
500
2000
3000
4500
Parake et Eagle Grosbe ak Starli ng
556,5 556,5 636 715,5
1,1605 1,211 1,258 1,3345
1 1,, 11 1, 1, 16 1, 1, 20 1 1,, 27
0, 94 0, 98 1, 02 1, 07
0,84 0,87 0,91 0,96
0,71 0,74 0,76 0,81
0,89 0,92 0,96 1,01
0, 75 0, 78 0, 81 0, 86
0,67 0,70 0,72 0,77
0,57 0,59 0,61 0,65
Tern Rai l Cardi nal Curle w Bluej ay Bunti ng Bittern Phe asant
795 954 954 1033,5 1113 1192,5 1272 1272
1,3505 1,4795 1,519 1,581 1,5985 1,654 1,708 1,7545
1, 28 1, 1, 40 1, 1, 43 1 1,, 49 1, 1, 50 1 1,, 55 1, 1, 60 1, 1 , 64
1, 09 1, 18 1, 21 1, 26 1, 27 1, 31 1, 35 1, 39
0,97 1,05 1,08 1,12 1,13 1,17 1,21 1,24
0,82 0,89 0,91 0,95 0,96 0,99 1,02 1,04
1,02 1,12 1,14 1,19 1,20 1,24 1,28 1,31
0, 87 0, 95 0, 97 1, 01 1, 02 1, 05 1, 08 1, 11
0,77 0,84 0,87 0,90 0,91 0,94 0,97 0,99
0,65 0,71 0,73 0,76 0,76 0,79 0,81 0,83
) Elgi n m Fl int o c . s Gre el ey e l C b A a A c A o r p . w w w (
-
652,4 740,8 972,2 1077,4 1165,1 1259,6 1348,8 1439,2
1,175 1, 1, 26 1,4075 1,519 1, 58 1,6425 1,7 1,755
1 1,, 12 1, 20 1 1,, 33 1, 43 1, 48 1, 54 1, 59 1, 64
0, 95 1, 02 1, 13 1, 21 1, 26 1, 31 1, 35 1, 39
0,85 0,91 1,01 1,08 1,12 1,16 1,20 1,24
0,72 0,76 0,85 0,91 0,95 0,98 1,01 1,04
0,90 0,96 1,07 1,14 1,19 1,23 1,27 1,31
0, 76 0, 81 0, 90 0, 97 1, 01 1, 04 1, 08 1, 11
0,68 0,73 0,81 0,87 0,90 0,93 0,96 0,99
0,57 0,61 0,68 0,73 0,76 0,78 0,81 0,83
-
650 700 750 800 853,7 918 927,2 950 1000 1024,5 1081 1100 1172 1200 1300 1400 1500
1,1785 1,223 1,2655 1,307 1,3505 1, 1 ,4 1,405 1,4245 1,4615 1,4795 1,5195 1,533 1,582 1,603 1,6665 1,7315 1,7925
1, 13 1, 17 1, 20 1, 24 1, 28 1, 32 1, 33 1, 35 1, 38 1, 40 1, 43 1, 44 1, 49 1, 50 1, 56 1, 62 1, 67
0, 96 0, 99 1, 02 1, 05 1, 09 1, 12 1, 13 1, 14 1, 17 1, 18 1, 21 1, 22 1, 26 1, 28 1, 32 1, 37 1, 42
0,85 0,88 0,91 0,94 0,97 1,00 1,00 1,02 1,04 1,05 1,08 1,09 1,12 1,14 1,18 1,22 1,26
0,72 0,74 0,77 0,79 0,82 0,84 0,85 0,86 0,88 0,89 0,91 0,92 0,95 0,96 0,99 1,03 1,06
0,90 0,93 0,96 0,99 1,02 1,06 1,06 1,08 1,10 1,12 1,14 1,15 1,19 1,20 1,25 1,29 1,34
0, 76 0, 79 0, 82 0, 84 0, 87 0, 90 0, 90 0, 91 0, 94 0, 95 0, 97 0, 98 1, 01 1, 02 1, 06 1, 10 1, 13
0,68 0,71 0,73 0,75 0,77 0,80 0,80 0,81 0,83 0,84 0,87 0,87 0,90 0,91 0,94 0,98 1,01
0,57 0,59 0,61 0,63 0,65 0,68 0,68 0,69 0,70 0,71 0,73 0,74 0,76 0,77 0,80 0,82 0,85
) m o c . l a r u s . w w w ( R S C A
) m o c . s e l b a c o r p . w w w ( R A C A
[TB-10] Coeficiente de seguridad por corona, según [EC-3]. Los resultados se discriminan según la siguiente lógica:
[EC-10] N Coeficiente para calcular el gradiente de voltaje K N Número Número de sub conductores del haz
Formula extraida de Overhead Power Lines Planning El valor de K N para N =4 es: K N =4,24 N =4,24
Calculo de la HMG
[EC-11]
H a Altura Altura desde el conductor “a” a Altura desde el conductor “b” a H b Altura Altura desde el conductor “c” a H c Altura
tierra tierra tierra
Formula extraida de Overhead Power Lines Planning El valor de HMG para para Ha = Hb = Hc = 21, es: HM G =2 =21 1 Datos genéricos para LTs 500KV – EPRI EPRI (Estructura 5L10)
A continuación los datos del gradiente de tensión superficial:
6
Ti po
) m o c . l a r u s . w w w ( R S C A
) m o c . s e l C b A a A c A o r p . w w w (
) m o c . s l e b a c o r p . w w w ( R A C A
Codigo
KCM
Radio en Cm ( r )
Req
Tipo
Parakee t Eagl e Grosbe ak Starl i ng Te rn Rai l Cardi nal Curl e w Bl ue jay
556, 5 556, 5 636, 0 715, 5 795, 0 954, 0 954, 0 1033,5 1113,0
1,161 1,211 1,258 1,335 1,351 1,480 1,519 1,581 1,599
19,9 20,1 20,3 20,6 20,6 21,1 21,2 21,5 21,5
Bunti ng Bi ttern Pheasant
1192,5 1272,0 1272,0
1,654 1,708 1,755
21,7 21,9 22,0
El gi n Fl i nt Gre e l e y -
652, 4 740, 8 972, 2 1077,4 1165,1 1259,6 1348,8 1439,2
1,175 1,260 1,408 1,519 1,580 1,643 1,700 1,755
19,9 20,3 20,8 21,2 21,5 21,7 21,9 22,0
650, 0 700, 0 750, 0 800, 0 853, 7 918, 0
1,179 1,223 1,266 1,307 1,351 1,400
19,9 20,1 20,3 20,5 20,6 20,8
-
Coeficiente de Seguridad por Corona
E (KV/cm)
927, 2 1,405 20,8 950, 0 1,425 20,9 1000,0 1,462 21,0 1024,5 1,480 21,1 1081,0 1,520 21,2 1100,0 1,533 21,3 1172,0 1,582 21,5 1200,0 1,603 21,5 1300,0 1,667 21,7 1400,0 1,732 22,0 1500,0 1,793 22,1 [TB-11] Gradiente de tensión superficial, según [EC-9].
Seco hasta (msnm)
r (cm)
3000
Lluvioso hasta (msnm) 4500
500
Al ti plano Curl e w Bi tte rn Phe asant AAAC (www.procables.com) ACAR (www.procables.com) ACSR (www.sural.com)
1033,5 1272 1272 1165,1 1348,8 1172 1400
1,581 1,708 1,7545 1,58 1,7 1,582 1,7315
2000
Llano
1,35 1,39
1,21 1,24
1,02 1,04
1,35
1,20
1,01
1,37
1,22
1,03
1,19
1,01
1,19
1,01
1,19
1,01
[TB-12] Conductores seleccionados (Zonas: Altiplano, Llano)
4 CALCULO NATURAL DE LA POTENCIA
13, 15 12, 82 12, 54 17,43 16, 44 15, 00 14, 09 13, 65 13, 23 12, 87 12, 54
Utilizando la aplicación PARLIN, con las características genéricas de una LT en 500 KV encontramos que la Potencia natural es aproximadamente 1077 MW.
5 INFLUENCIA DE LA TRANSFERENCIA DE POTENCIA SOBRE EL DESEMPEÑO DE LA LT
17,39 16, 85 16, 38 15, 95 15, 52 15, 06
Finalmente se verifica como influye la transferencia de potencia en una LT de 500KV, con respecto a la longitud de la misma, para lo cual se monitorea la caída de tensión y las pérdidas de potencia. El cálculo se efectuó con el programa PARLIN, que tiene su base de datos de conductores li limitada, mitada, por lo que se utilizaron conductores similares a los presentados en la tabla [TB-12].
Como se indicó anteriormente se debe limitar el valor del gradiente de tensión superficial a 17 kVrms/cm no siendo conveniente superarlo. (EPRI). Cabe resaltar que la formula no contempla ninguna corrección por altura y que se encuentran resaltados en rojo los valore que superan el límite indicado, sin embargo estos valores tampoco son demasiado elevados.
3.8 SELECCIÓN DE CONDUCTORES - RESULTADOS Considerando que el estado lluvioso se presenta en la mayoría de los casos en las zonas llanas que se encuentran en altitudes no mayores a 2000 msnm. Asimismo considerando que el estado seco se presenta mayormente en el altiplano y que las mayores altitudes de estas zonas rondan los 4500 msnm, se discrimino una serie de conductores que cumplen con el criterio de coeficiente por corona y las condiciones climáticas bolivianas. Para este análisis se quiso presentar un conductor por cada familia de conductores revisados
KCM
2000
17,61 16, 99 16, 46 15, 67 15, 52 14, 40 14, 09 13, 64 13, 52
15, 02 14, 85 14, 54 14, 40 14, 09 13, 99 13, 63 13, 49 13, 07 12, 68 12, 33
Codigo
En consecuencia a continuación se presenta una tabla con los resultados del comportamiento de una LT en función a la variación de su longitud al paso de una potencia más o menos constante, los datos resaltados en rojo dan cuenta que están siendo observados. Conductor
Comportamiento de la LT en Estado Estacionario Longitud de LT (Km)
R S C A - w e l r u C
Potencia Entregada (MW) Potencia Inductiva (MVAR) FP Perdidas Potencia Activa (%) Perdidas Potencia Reactiva (%) Caida de voltaje (%)
R S C A t n a s a e h P
Potencia Entregada (MW) Potencia Inductiva (MVAR) FP Perdidas Potencia Activa (%) Perdidas Potencia Reactiva (%) Caida de voltaje (%)
C A A A 1 5 3 1
Potencia Entregada (MW) Potencia Inductiva (MVAR) FP Perdidas Potencia Activa (%) Perdidas Potencia Reactiva (%) Caida de voltaje (%)
R A C A 0 5 2 1
Potencia Entregada (MW) Potencia Inductiva (MVAR) FP Perdidas Potencia Activa (%) Perdidas Potencia Reactiva (%) Caida de voltaje (%)
100
200
300
400
1040 300 0,961
1044 140 0,991 0,
1052 55 0,999
1063 0 1
0,81% 6 6% % 4, 02 02%
1,53% 20% 4 ,8 ,87%
2,27% 50% 5 ,0 ,02%
3,05% 100% 5, 22 22%
1047
1052
1059
1070
150 0,,99 0 1,28% 19% 4 ,8 ,82%
70 0,998 1,90% 45% 5 ,1 ,12%
10 1 2,54% 90% 5, 05 05%
1045 150 0,99 0,
1052 60 0,998
1063 0 1
0,76% 6 6% % 3, 98 98%
1,45% 19% 5 ,0 ,02%
2,15% 48% 5 ,0 ,06%
2,87% 100% 4, 96 96%
1041 300
1045 150
1053 60
1064 0
0,99 0, 1,40% 19% 4 ,9 ,97%
0,998 2,07% 48% 4 ,9 ,96%
1 2,76% 100% 4, 80 80%
300 0,961 0,67% 6 6% % 3, 87 87% 1040 300 0,961
0,961 0,73% 6 6% % 3, 96 96%
500
12.8%
10,50%
12,05%
11.55%
[TB-13] Comportamiento de la LT en estado estacionario
Como se puede observar en la tabla [TB-13] el comportamiento de la LT, por encima de los 100Km, requiere de mayores 7
análisis con respecto a las estabilidad, por lo que complementario relacionado carga y la determinación de reactiva requerida.
perdidas, caída de tensión y será necesario un análisis con el comportamiento de la la compensación de la potencia
6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Para el transporte de potencia en líneas de 500 KV, es importante la selección de conductores para satisfacer el desempeño por corona en distintas condiciones climáticas, también es necesario un análisis de la geometría de la estructura a fin de conseguir mejores potencias naturales de la LT.
Considerando todo lo anterior y colocando en juego el transporte de potencia a longitudes mayores a 100Km, es también importante, determinar la compensación de la potencia reactiva requerida, a fin de lograr transportar potencias de gran porte a longitudes mayores, para este tipo de LTs.
Sería conveniente realizar un análisis complementario con un haz de conductores de 6 subconductores
Analizar otras geometrías de torres
Analizar en distintos escenarios la compensación de potencia reactiva requerida
8
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