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CONTRATO 4500000997
CONSTRUCCIÓN DEL SEGUNDO CIRCUITO
A 115 kV ENTRE LAS SUBESTACIONES
SURIA - PUERTO LÓPEZ – PUERTO GAITÁN
CIRCUITO
RCUITO SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV
SELECCIÓN DE CONDUCTOR DE FASES
DOCUMENTO IEB-235-12-020D005
REVISIÓN 0
Medellín, Marzo de 2013
SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV
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CONTROL DE DISTRIBUCIÓN
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Copias
Gustavo Sánchez
Distribución
EMSA S.A E.S.P.
1
Gestor Documental
IEB S.A.
1
Las observaciones que resulten de su revisión y aplicación deben ser informadas a IEB S.A.
CONTROL DE REVISIONES
Revisión No.
0
Aspecto revisado
Fecha
Emisión Inicial
26/03/2013
CONTROL DE RESPONSABLES
NÚMERO DE REVISIÓN
0
Nombre
Elaboración
Firma
13/03/2013
Nombre
AMG
Firma
Fecha
22/03/2013
Nombre
Aprobación
2
JEC
Fecha
Revisión
1
JPC
Firma
Fecha
26/03/2013
Participaron en la elaboración de este informe:
JEC
Juan Esteban Cuartas
AMG
Andrés Mauricio García
JPC
Jaime Posada Caicedo
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SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV
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TABLA DE CONTENIDO
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1
OBJETO ...................................................................................................................... 1
CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE........................... 1
METODOLOGÍA.......................................................................................................... 2
4.1.
PRESELECCIÓN DE CONDUCTORES ........................................................ 2
4.2.
COSTOS DE CONDUCTORES ..................................................................... 2
4.3.
COSTOS DE PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE .......................................... 2
4.4.
ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ..................................................... 3
4.5.
CAPACIDAD NOMINAL ................................................................................. 3
4.6.
CORRIENTE DE LÍMITE TÉRMICO .............................................................. 4
4.7.
INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO Y DENSIDAD DE FLUJO
MAGNÉTICO............................................................................................................... 5
4.8.
REGULACIÓN DE TENSIÓN ........................................................................ 5
4.9.
CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO ............................................................. 7
4.10.
EVALUACIÓN DEL CORONA VISIBLE Y PÉRDIDAS POR EFECTO
CORONA..................................................................................................................... 8
4.10.1. Evaluación del efecto corona visible .............................................................. 8
4.10.2. Pérdidas por efecto corona .......................................................................... 11
4.10.3. Pérdidas totales de energía por efecto corona ............................................ 14
4.11.
CÁLCULO DE RADIO INTERFERENCIA .................................................... 15
4.12.
CÁLCULO DE RUIDO AUDIBLE ................................................................. 16
INFORMACIÓN DE ENTRADA ................................................................................. 17
PARÁMETROS AMBIENTALES ............................................................................... 18
CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES DE FASE ..................................... 18
SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASES ........................................................... 18
8.1.
CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES PRESELECCIONADOS . 18
8.2.
POTENCIA................................................................................................... 19
8.3.
COSTOS DE PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE ........................................ 19
8.4.
ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ................................................... 19
8.5.
ANÁLISIS DE FLECHAS Y TENSIONES .................................................... 20
8.6.
CONCLUSIONES SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE .................. 22
8.7.
RECOMENDACIONES ................................................................................ 23
RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS CONDUCTOR SELECCIONADO .................. 24
9.1.
CAPACIDAD NOMINAL ............................................................................... 24
9.2.
CORRIENTE DE LÍMITE TÉRMICO ............................................................ 24
9.3.
INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO Y DENSIDAD DE FLUJO
MAGNÉTICO............................................................................................................. 25
9.4.
REGULACIÓN DE TENSIÓN ...................................................................... 29
9.5.
CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO ........................................................... 30
9.6.
PÉRDIDAS POR EFECTO CORONA .......................................................... 30
9.7.
RADIO INTERFERENCIA ............................................................................ 31
9.8.
RUIDO AUDIBLE ......................................................................................... 32
CONCLUSIONES...................................................................................................... 33
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11.
12.
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RECOMENDACIONES ................................................................................ 33
REFERENCIAS ........................................................................................... 34
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Valores límites de exposición a campos electromagnéticos ...................................... 5
Tabla 2. Niveles de regulación según norma NTC 1340 ......................................................... 6
Tabla 3. Precipitación anual en el Departamento del Meta ................................................... 14
Tabla 4. Niveles de relación señal-ruido mínima CREG-098-2000........................................ 16
Tabla 5. Características estación clase B ............................................................................. 16
Tabla 6. Características del sistema ..................................................................................... 17
Tabla 7. Parámetros ambientales sitio del proyecto .............................................................. 18
Tabla 8. Conductores ACSR 477 MCM Preseleccionados .................................................... 18
Tabla 9. Costos de pérdidas por efecto Joule ....................................................................... 19
Tabla 10. Valor total de los conductores y pérdidas de la línea ............................................. 19
Tabla 11. Corriente de límite térmico del conductor seleccionado......................................... 24
Tabla 12. Parámetros de entrada para cálculo de campos eléctrico y magnético ................. 25
Tabla 13. Disposición física de los conductores estructura doble circuito ............................. 26
Tabla 14. Intensidades de campo eléctrico y magnético ....................................................... 29
Tabla 15. Cálculos de regulación .......................................................................................... 29
Tabla 16. Capacidad de cortocircuito del cable ACSR FLICKER .......................................... 30
Tabla 17. Evaluación y pérdidas por efecto corona ............................................................... 30
Tabla 18. Niveles de radio interferencia ................................................................................ 31
Tabla 19. Niveles de Ruido Audible ...................................................................................... 32
Tabla 20. Características técnicas del conductor ACSR FLICKER ........................................ 33
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Máximo gradiente superficial ................................................................................... 9
Figura 2. Factor de corrección por espaciamiento ................................................................ 10
Figura 3. Factor de corrección por altura de los conductores respecto al suelo .................... 10
Figura 4. Función (m, E/Ec) para calcular pérdidas por Efecto Corona en Mal tiempo ........... 14
Figura 5. Diagrama de costos comparativos .......................................................................... 20
Figura 6. Cálculo mecánico - Comparación de flechas máximas ........................................... 21
Figura 7. Cálculo mecánico - Comparación de tensiones horizontales máximas ................... 22
Figura 8. Campo eléctrico línea a 115 kV doble circuito en función de la distancia horizontal a
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1 m de altura .......................................................................................................................... 28
Figura 9. Densidad de flujo magnético para línea a 115 kV doble circuito en función de la
distancia horizontal a 1 m de altura........................................................................................ 28
LISTA DE ANEXOS
Anexo A: Costos de los conductores
Anexo B: Verificación mecánica de conductores de fase
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1. INTRODUCCIÓN
Con el fin de mitigar eventuales situaciones de indisponibilidad ante falla simple de esta
infraestructura, la electrificadora del Meta S.A. ESP proyecta la construcción de un
segundo circuito a 115 kV entre las subestaciones Suria, Puerto López y Puerto Gaitán,
en una longitud aproximada de 180 km, de manera complementaria se proyecta la
ampliación de las subestaciones de salida y llegada de este segundo circuito.
2. OBJETO
Este informe presenta la metodología, resultados y conclusiones para la selección
económica del conductor de fase correspondiente a los diseños de la línea de transmisión
en configuración doble circuito entre las subestaciones Suria y Puerto López a 115 kV a
construir, el cual tiene una longitud aproximada de 60 km.
3. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE
Al conductor de fase pre-seleccionado en el documento “INVITACIÓN PÚBLICA A
OFERTAR No. 022-2012” (ACSR 477 MCM), se le realizarán las siguientes verificaciones,
de manera que cumpla con todos los requerimientos del proyecto.
- Se verificará que la capacidad de transporte de la línea, determinada como el límite
térmico de los conductores, calculado con el conductor a 75°C, temperatura máxima
promedio de 37,9°C, viento de 0,61 m/s, radiación solar de 1044 W/m², coeficiente de
absorción y emisividad de 0,5 y a voltaje nominal.
- Que el conductor de fases seleccionado cumpla con la intensidad de campo eléctrico y
la densidad de flujo magnético, estipuladas en el Artículo 14, Tabla 21 del RETIE. Para
el cálculo de Campo Eléctrico se tendrá en cuenta la tensión máxima del sistema y
para el campo magnético se considerará la capacidad de corriente por límite térmico
del conductor.
- Que el conductor de fases seleccionado cumpla con los niveles de cortocircuito
requeridos.
- Que el conductor de fases sea adecuado para dar cumplimento a los niveles
permisibles de Ruido Audible, según las disposiciones de la Resolución 0627 de 2006.
Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial (MAVDT).
- Se evaluaran los niveles de radiointerferencia que la línea genera para las estaciones
sonoras cerca del lugar de acuerdo con los niveles de relación señal-ruido mínimas
propuestos por la resolución CREG 098-2000.
- Se verificará la presencia del efecto corona mediante método grafico descrito en la
sección 3.2 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above”.
- Se estimarán las pérdidas económicas por efecto Joule a 30 años, considerando el
precio de bolsa de energía y los estándares de la IEEE, considerando la condición más
extrema.
- El conductor de fase deberá cumplir con bajas perdidas corona de acuerdo al nivel de
tensión, con el fin de que este no sea visible.
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- La temperatura del conductor producida por el calentamiento solar y el paso de la
corriente eléctrica debe tenerse en cuenta para garantizar las distancias mínimas de
seguridad permitida. Esta temperatura se calculará con base en los flujos máximos de
potencia, la radiación solar y el viento en condiciones normales de operación.
4. METODOLOGÍA
Para la verificación de las restricciones técnicas que debe cumplir el conductor de fases
seleccionado para la línea se tendrán en cuenta los siguientes aspectos:
4.1.
PRESELECCIÓN DE CONDUCTORES
Se preseleccionaran varios conductores que cumplan con las características
especificadas en el documento “INVITACIÓN PÚBLICA A OFERTAR No. 022-2012”, para
los cuales se deben calcular los costos comparativos y verificar las restricciones técnicas
que se presentan en este documento.
4.2.
COSTOS DE CONDUCTORES
El costo de los conductores se obtuvo con base en consultas a fabricantes [20] como se
presenta en el anexo A.
4.3.
COSTOS DE PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE
Se calcularán las pérdidas por efecto Joule y se capitalizarán a VPN, considerando una
vida útil de 25 años, tasa de retorno del 11% y tarifa de energía promedio del último año
en la bolsa de energía.
Las pérdidas de energía por efecto Joule se calculan por medio de la siguiente ecuación:
Pjoule
3 ⋅ R ac ⋅ I 2 .d
=
[ kW ]
1000
Dónde:
Rac : Resistencia AC a la temperatura máxima de operación de la línea de transmisión, en
[Ohm/km]
I: Corriente que transmite la línea y depende de la demanda existente en la línea, en [A]
d: Longitud de la línea, en [km]
Considerando que las pérdidas por efecto Joule se estiman anualmente y que su costo se
mide en pesos (COP), la expresión final se convierte en:
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3 ⋅ I max ⋅ Rac ⋅ d ⋅ 8760 * TE
1000
2
Penergía, max =
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[$]anuales
Dónde:
TE=Tarifa promedio del kwh en bolsa de energía durante los últimos 12 meses
(COP/kWh).
TE fue consultado en la página Web de XM (www.xm.com.com) y se obtuvo un promedio
para el último año de 161,12 COP/kWh.
Fp: Factor de carga, el cual está dado por:
Fp = 0,3c + 0,7c 2
Dónde c es el factor de carga de la línea (para este análisis de considera c=1, ya que se
considera que la línea tendrá operación continua durante las 24 horas del día).
4.4.
ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS
Para la línea a 115 kV se calcularán los costos de inversión. Los costos unitarios se
tomarán de precios referenciales suministrados por fabricantes. Se determinan los costos
comparativos totales y se selecciona el de menor costo comparativo.
4.5.
CAPACIDAD NOMINAL
Es la corriente que debe transportar un conductor en condiciones normales de operación
indefinidamente, para las condiciones de diseño de la línea.
= √3
10
Donde:
: Corriente nominal, en [A]
: Potencia nominal, en [MVA]
: Tensión nominal, en [kVrms fase-fase]
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4.6.
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CORRIENTE DE LÍMITE TÉRMICO
El cálculo de la capacidad de corriente se realiza según la metodología descrita en la
norma IEEE 738 -2006 “IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare
Overhead Conductors”[9], para lo cual se deben tener en cuenta los parámetros
ambientales del sitio.
Para el cálculo se considera la siguiente ecuación, correspondiente a la condición de
equilibrio térmico del conductor:
qc + qr = q s + I 2 * R (Tc )
q c = 0,283 * ρf 0 , 5 * D 0 , 75 * (Tc − Ta )1, 25
0, 52

 D * ρf *Vw 
qc1 = 1,01+ 0,371* 
  * kf * kangle * (Tc − Ta )
µf
 


 D * ρf * Vw 
q c 2 = 0,1695 * 

µf


[
0, 6
* kf * k angle * (Tc − Ta )
q r = 0,138 * D * ε * ((Tc + 273) / 100 ) − ((Ta + 273) / 100 )
4
4
]
q s = α * Q s * sin (θ ) * A ´´
I =
qc + qr − qs
R (Tc )
´´
Dónde:
Kangle: Factor de dirección del viento (ver fórmula 4(a) de ref 9)
qc: Pérdidas en el conductor por convección natural, en W/m
qc1: Pérdidas en el conductor por convección forzada (viento), en W/m
qc2: Pérdidas en el conductor por convección forzada (viento), en W/m
qr: Pérdidas en el conductor por radiación solar, en W/m
qs: Calentamiento del conductor por el sol, en W/m
I: Capacidad de corriente del conductor, en A
R(Tc): Resistencia AC del conductor a una temperatura Tc, en Ω/m
D: Diámetro del conductor, en milímetros.
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Tc: Temperatura máxima del conductor, ºC
Ta: Temperatura ambiente, en ºC
ρf: Densidad del aire, kg/m3
kf: Conductividad térmica del aire, W/m (ºC)
µf: Viscosidad dinámica del aire, kg/m-h
Vw: Velocidad del viento, m/s
ε : Coeficiente de emisividad, está entre 0,23 a 0,91
α: Coeficiente de absorción solar, está entre 0,23 y 0,91
Qs: Radiación solar, en W/m2
θ: Angulo efectivo de incidencia sobre el conductor de los rayos solares, en radianes
A’: Área proyectada del conductor, en mm2/m
4.7.
INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO Y DENSIDAD DE FLUJO
MAGNÉTICO
La metodología utilizada para el cálculo de los campos eléctricos y magnéticos es la
expuesta en el capítulo 8 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above”
[6]. Se verifica que el conductor de fase seleccionado cumpla con la intensidad de campo
eléctrico y la densidad de flujo magnético establecido en el Artículo 14, Tabla 21 del
RETIE y en la resolución CREG 098-2000 [3], los cuales se muestran a continuación:
Tabla 1. Valores límites de exposición a campos electromagnéticos
Descripción
Exposición ocupacional en un día de trabajo de 8 horas
Campo eléctrico y magnético a borde de servidumbre
Referencia
E (kV/m)
B (µT)
RETIE
10
500
RETIE y CREG
098-2000
5
100
Para el cálculo de campo eléctrico se tendrá en cuenta la tensión máxima del sistema y
para el campo magnético se considerará la capacidad de corriente por límite térmico del
conductor.
4.8.
REGULACIÓN DE TENSIÓN
Los niveles de regulación recomendados por la resolución CREG 070-98 [1], la cual
remite a la Norma Técnica Colombiana NTC 1340 [4], se presentan en la siguiente tabla:
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Tabla 2. Niveles de regulación según norma NTC 1340
La regulación de tensión se calcula mediante la ecuación resultante del modelo de línea
corta, descritos en el Electrical Transmision and Distribution Reference Book [11]:
∆% =
× × (∅ + ∅)
()
Dónde:
MVA: Potencia aparente transportada.
L: Longitud de la línea [km]
kV: Tensión de fase-fase de la línea.
r: Resistencia del conductor de fases por unidad de longitud [Ohm/km]
X: Reactancia inductiva por unidad de longitud [Ohm/km]
Ø: Ángulo entre el voltaje y la corriente de la línea.
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= 0.1736 × "#(
$%&
)
'%&
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[Ohm/km]
Dónde:
DMG: Media geométrica de las distancias entre las fases
RMG: Radio medio geométrico del haz de conductores
DMG =
3
D ab xD bc xD ca
[
RMG = N ( RMG C ) A ( N −1)
]
1/ N
Dónde:
RMG C = rxe −1 / 4
A = S / [2 Seno (π / N ) ] Para N>1
r: Radio del conductor
N: número de conductores del haz
S: Separación entre conductores del haz
4.9.
CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO
Se verifica que el conductor seleccionado para la línea, cuente con la capacidad suficiente
para soportar la corriente generada durante un corto circuito en el tiempo previsto de
despeje de la falla. Para el caso de este proyecto, los cálculos se realizarán considerando
los tiempos de actuación de las protecciones definidos por la resolución CREG 025-1995
[2], (100 ms para la protección principal y 300 ms para la protección de respaldo).
Para ello se utiliza la fórmula sugerida en la norma IEC-60865-1 “Short-Circuit Currents Calculation of Effects” [10]:
 κ cρ   1 + α 20 (θ e − 20°C ) 
 ln

I = A *  20
 Tkr * α 20   1 + α 20 (θ b − 20°C ) 
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Dónde:
I: Corriente rms, en A.
A: Sección del conductor, en m²
κ20: Conductividad específica a 20°C, en 1/ Ωm
C: Capacidad térmica específica, en J/(kg°C)
ρ: Masa específica, en kg/m³
Tkr: Tiempo de duración del corto circuito, en s
α20: Coeficiente de temperatura, en 1/°C
θb: Temperatura del conductor al inicio del cortocircuito, en °C
θe: Temperatura del conductor al final del cortocircuito, en °C
Cuando la temperatura de referencia sea diferente de 20°C, los valores de las constantes
κ20 deben ser modificados en la fórmula anterior.
Se utilizará como criterio de trabajo para la temperatura del conductor al final del
cortocircuito: θe, el valor de 200°C, según tabla 6 de la norma IEC- 60865-1 “Short-Circuit
Currents - Calculation of Effects” [10].
4.10. EVALUACIÓN DEL CORONA VISIBLE Y PÉRDIDAS POR EFECTO
CORONA
4.10.1.
Evaluación del efecto corona visible
Para evaluar la presencia de efecto corona se emplea el método grafico descrito en la
sección 3.2 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above” [6], en el cual
el gradiente superficial de los conductores se calcula como:
()*+ = ,- ,./ ,0 (
Dónde:
Fv= Factor de corrección por voltaje
FPS= Factor de corrección por espaciamiento de las fases
FH= Factor de corrección por altura de los conductores con respecto al suelo
E= Gradiente superficial [kV/cm]
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E, se obtiene de la figura 3.2.37 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and
Above” [6], la cual se muestra a continuación:
Figura 1. Máximo gradiente superficial
Fv, se calcula como la relación entre el voltaje máximo de operación línea a línea (VLL) y el
voltaje de la línea con el que se grafica la figura 3.2.37 del libro “Transmission Line
Reference Book 345 kV and Above” [6], el cual corresponde a 362 kV:
,1 =
233(42)
5(42)
FPS, puede obtenerse asumiendo el mayor valor de la figura 3.2.20 de [6], la cual
proporciona un factor de corrección por espaciamiento entre fases. Dicha figura se
muestra a continuación:
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Figura 2. Factor de corrección por espaciamiento
FH, puede obtenerse asumiendo el mayor valor de la figura 3.2.21 de [6], la cual
proporciona un factor de corrección por altura de los conductores con respecto al suelo.
Dicha figura se muestra a continuación:
Figura 3. Factor de corrección por altura de los conductores respecto al
suelo
El gradiente de iniciación corona se calcula con la ley de Peek [14]:
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2
 KV

E o = 30 2m(1 − 0.07 r )δ 3  p 
cm


Dónde:
6 : Densidad relativa del aire
7: Factor de irregularidad de la superficie del conductor (0,9 de acuerdo ref [14])
: Radio del conductor en [cm]
El efecto corona se produce y es visible si EMAX > E0.
4.10.2.
Pérdidas por efecto corona
Las pérdidas de efecto corona se dividen en pérdidas en buen tiempo y pérdidas en mal
tiempo; las primeras se calculan por el método empírico de Peterson y las segundas por
medio del método semiempírico de la IEEE.
Con base en las metodologías de las referencias [12], [13], [14] y [15] se calcularon las
pérdidas corona para la línea.
En buen tiempo, las pérdidas corona se calculan con la metodología propuesta por
Peterson para un haz de conductores, considerando un solo conductor:
PBT
20.94 × 10 −6 ⋅ f ⋅ Vn2 ⋅ ω W 
=
2
 m 


D
 log 

req 

Dónde:
D = Separación entre fases [m]
f= Frecuencia [Hz]
Vn = Voltaje de fase-tierra [kV]
req= Radio medio del conductor [m]
ω= 3×10-3⋅eK; dónde K se calcula con la expresión:
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 0 . 2354
K = e


+ 1 . 0443
E
E0
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



En una línea de transmisión con conductor húmedo, las pérdidas corona se calculan a
partir del Gradiente Crítico, el cual depende del estado de la superficie del conductor, su
diámetro y las condiciones atmosféricas. Según Peek [15], la expresión para calcular este
gradiente es:
2
 KV

E o = 30 2m(1 − 0.07 r )δ 3  p 
cm


Dónde:
δ r = 1.013 − 0.000107283⋅ hsnm
hsnm = Altura sobre el nivel del mar
m = Medida del estado superficial del conductor (m = 0,9, ref [14]).
Durante el mal tiempo, las pérdidas por efecto corona que se producen en las líneas de
transmisión, aumentan considerablemente debido a que en condiciones de lluvia la
conductividad del aire aumenta.
Para calcular estas pérdidas se utilizará la metodología francesa de la IEEE [12], [13].
k * f (m,
E W 
)
por fase
Ec  m 
k: Depende de la geometría.
 R 
 σ 
 ⋅ log

log
req 
req 
f
2


k=
⋅ (nrβ ) ⋅
50
R
log 
σ 
Dónde:
f Frecuencia
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n=1
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(representa el números de conductores)
r: radio del conductor en centímetros
β = 1+
0 .3
r , σ = 18 r , r en cm para un conductor sencillo
Para un conductor sencillo se tiene que r= req
R: es el radio de un cilindro equivalente de potencial cero y corresponde a:
R = re
V
r ⋅E
Para un conductor nuevo que se refiere al primer año, tenemos:
m=0.5 (lluvia fuerte)
m = 0.6 (lluvia ligera)
Del segundo año en adelante tenemos que:
m=0.6 (lluvia fuerte)
m=0.75 (lluvia ligera)
La Función (m,E/Ec) se evalúa de la Figura 4, tomada del libro “Transmission Line
Reference Book 345 kV and Above” [6]:
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Figura 4. Función (m, E/Ec) para calcular pérdidas por Efecto Corona en Mal
tiempo
4.10.3.
Pérdidas totales de energía por efecto corona
Para la consideración de las pérdidas de energía debidas al efecto corona se debe tener
en cuenta los niveles de precipitación media anual de lluvias en la zona y de acuerdo a
esto se considera los días de buen tiempo, los días de lluvia fuerte y los
lo días de lluvia
ligera. Para la región del Meta se tienen los siguientes datos de acuerdo al libro
“Normalización de estructuras metálicas para líneas de transmisión a 230 kV doble
circuito” [16]:
Tabla 3.. Precipitación anual en el Departamento del Meta
Precipitación Anual
(mm/año)
Días Secos
Días Lluvia Fuerte
Días Lluvia Ligera
2000
230
30
105
Con los datos de la Tabla 3 se determinan las pérdidas totales de energía por efecto
corona mediante las siguientes expresiones:
Pc Nuevo =
PcViejo =
230
30
105
PBT +
PMT _ m=0.5 +
PMT _ m =0.6
365
365
365
230
30
105
PBT +
PMT _ m =0.6 +
PMT _ m=0.75
365
365
365
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4.11. CÁLCULO DE RADIO INTERFERENCIA
La radio interferencia es calculada por el método propuesto por la FG
(Forschungsgemeinschaft e.V de Germany (400-KV-FG (Germany)) [17]. Este método
está basado en una fórmula comparativa, que usa la Interferencia de Radio (RI) producida
por un haz de conductores como referencia.
La radio interferencia producida por cada fase está dada por:
 d 
 20 
E = 53.7 ± 5 + K ( g m − 16.95) + 40 log
 + E n + 20 K D log  + E f + E FW [dB]
 3.93 
D
Dónde:
K = 3 para 750 kV
K = 3.5 para otras líneas, con gradientes máximos de 15-19 kV/cm
gm = máximo campo eléctrico en la superficie del conductor [kVrms/cm].
d = diámetro del conductor en cm.
D = distancia radial del conductor al punto de medida.
En = -4 dB para un único subconductor por fase
En = 10 log(n/4) para n>1, con n número de subconductores por fase.
KD = 1.6 ± 0.1 para frecuencias de medida en el rango 0,5 MHz a 1 MHz.
EFW = 0 para buen tiempo.
EFW = 17 ± 3 para lluvia.
Dónde Ef se calcula por medio de la siguiente expresión considerando que la frecuencia
de medición se realiza a 1 MHz:
 1 + 0,5 2 

E f = 20 log
2 
 1+ f 
Así el nivel de radio interferencia en un punto cualquiera será el mayor de los niveles
debido a una sola fase siempre y cuando este esté 3 dB por encima de las otras medidas.
Finalmente, el nivel total de radiointerferencia debido a la línea se calcula como:
n
RI linea = 10 log ∑ 10
RI i
10
i =1
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De acuerdo con la resolución CREG 098-2000 [3], se estipulan los niveles máximos de
radiointerferencia aceptados por la IEEE y el CIGRÉ y se acepta los niveles mínimos de
señal-ruido dados en la Tabla 4.
Tabla 4. Niveles de relación señal-ruido mínima CREG-098-2000
Zona
Rural
Urbana
Condición
80 m eje línea a 1 MHz en
buen tiempo
40 m eje línea a 1 MHz en
buen tiempo
Relación señal-ruido mínima-SNR [dB]
22
22
Dado que la resolución CREG 098-2000 [3], no indica la clase de intensidad de la señal a
proteger, se adoptan los parámetros técnicos establecidos en el Plan Técnico Nacional de
Radiodifusión Sonora en Amplitud Modulada [18] numeral 4 para una estación clase B:
Tabla 5. Características estación clase B
Intensidad de campo utilizable
Estación
Clase B
Potencia de
operación (kW)
5-10
Diurno
Nocturno
µV/m
dB (1 µV/m)
µV/m
dB (1 µV/m)
1250
62
6500
76
Teniendo presente lo anterior, se adoptará un valor de 62 dB para la intensidad de la
señal a proteger, en condición de buen tiempo.
Para determinar el nivel máximo de radiointerferencia admisible se utiliza la siguiente
expresión de acuerdo a libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above” [6]:
NP1 = S − SNR[dB]
Dónde:
NP1=Nivel máximo de radio interferencia admisible [dB]
S= Intensidad de la señal a proteger [dB]
SNR=Relación señal ruido exigida por la CREG 098-2000 [dB]
4.12. CÁLCULO DE RUIDO AUDIBLE
El ruido audible (RA) de la línea es calculado por el método propuesto por la FG
(Forschungsgemeinschaft e.V de Germany (400-KV-FG (Germany)) [17], el cual puede
ser utilizado en cualquier línea de transmisión que tenga menos de 6 conductores por fase
y un diámetro entre 2 y 7 cm.
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El ruido audible por cada fase está dado por:
RAi = 2 Ei ± 5 + 45 log(d ) + 18 log( N ) − 0,3 − 10 log( Ri )[dB ]
Dónde:
Ei = Campo eléctrico en la superficie del conductor en kV/cm
d = Diámetro del conductor en [cm]
N =Número de conductores por fase
Ri = Distancia del conductor al punto de evaluación de cálculo en [m].
Así, el ruido audible total para la línea será:
n
RA = 10 log ∑10
RAi
10
i =1
El Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial [19], indica que para zonas
urbanas o rurales de tranquilidad y nivel de ruido moderado (sector D), el nivel de ruido
máximo permisible es 55 dB en el día y 50 dB en la noche, entendiéndose día desde las
7:01 hasta las 21:00 horas y noche desde las 21:01 hasta las 7:00 horas.
El nivel de ruido audible se determina al borde de la servidumbre de la línea y en
condición de buen tiempo, de acuerdo con la resolución CREG 098-2000.
5. INFORMACIÓN DE ENTRADA
Las principales características del sistema a considerar en los cálculos son las siguientes:
Tabla 6. Características del sistema
CARACTERÍSTICA
VALOR
Potencia nominal [MVA]
95*
Tensión nominal de línea [kV]
115*
Conductor seleccionado
ACSR 477 MCM*
Número de circuitos
2*
Número de conductores por fase
1*
Factor de potencia
0,9**
Longitud total aproximada (km)
60***
Nota: * Valor tomado la Invitación pública a ofertar No 022-2012
**Valores típicos asumidos
***Valor aproximado, de acuerdo con la ruta seleccionada
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6. PARÁMETROS AMBIENTALES
Los parámetros ambientales aplicables al sitio del proyecto son los siguientes:
Tabla 7. Parámetros ambientales sitio del proyecto
VARIABLE
UNIDAD
VALOR
Altura promedio sobre el nivel del mar
m
150*
Temperatura mínima ambiente
°C
16,7**
Temperatura mínima anual promedio (coincidente) Tcoin
°C
22**
Temperatura media anual (EDS) Tprom
°C
26,6**
Temperatura máxima absoluta Tmáx
°C
37,9**
Viento máximo
km/h
120**
Viento máximo promedio
km/h
50**
días de tormenta
eléctrica/año
120**
%
86*
Nivel ceráunico
Humedad Máxima relativa
Nota: * Valor tomado la Invitación pública a ofertar No 022-2012
**Valor tomado del Estudio Meteorológico
7. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES DE FASE
La línea tendrá una configuración doble circuito, para ambos circuitos el conductor de fase
preseleccionado será el ACSR 477 MCM de acuerdo a “INVITACIÓN PÚBLICA A
OFERTAR No. 022-2012”.
8. SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASES
8.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES PRESELECCIONADOS
Las características principales de los conductores preseleccionados se presentan a
continuación:
Tabla 8. Conductores ACSR 477 MCM Preseleccionados
Acero
Calibre
MCM
Diámetro
(mm)
Carga de
rotura
(kg)
Peso
(kg/km)
Rac
75°C
(Ω/km)
18
1
477
20,67
5334
769,8
0,145
ACSR-FLICKER
24
7
477
21,49
7784
913,6
0,143
ACSR-HAWK
26
7
477
21,79
8863
977
0,142
ACSR-HEN
30
7
477
22,42
10803
1112
0,142
Número de hilos
Código del
conductor
Aluminio
1
ACSR-PELICAN
2
3
Conductor
4
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8.2. POTENCIA
De acuerdo a “INVITACIÓN PÚBLICA A OFERTAR No. 022-2012”. Donde se presentan
los esquemas unifilares de las subestaciones Puerto López (40 MVA) y Puerto Gaitán
(55 MVA) la línea Suria – Puerto López deberá transmitir la potencia de estas
subestaciones (95 MVA).
8.3. COSTOS DE PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE
A continuación se presentan los costos de las pérdidas por efecto Joule calculadas para
los conductores preseleccionados de la línea Purnio- Dorada a 115 kV, tomando el valor
de la tarifa de energía promedio del último año en la bolsa de energía y aplicando el
método del valor presente neto a las pérdidas calculadas para la vida útil del proyecto.
Tabla 9. Costos de pérdidas por efecto Joule
Conductor evaluado
Pérdidas totales en VPN
($ Millones COP)
ACSR-PELICAN
$ 56.180,15
ACSR-FLICKER
$ 55.405,25*
ACSR-HAWK
$ 55.017,80*
ACSR-HEN
$ 55.017,80*
8.4. ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS
A continuación se presentan los costos comparativos de conductores y pérdidas para los
diferentes conductores preseleccionados, el valor de las pérdidas y la suma de ambos en
USD, para 25 años de vida útil. Cabe anotar que la tasa representativa del mercado
(TRM) el 16/03/13 es de 1.815 $/USD.
Tabla 10. Valor total de los conductores y pérdidas de la línea
Conductores
Número de conductores (UND)
Valor conductor en fabrica
(USD/KM)
Valor
conductor
en
sitio
(USD/KM)
Longitud de la línea (Km)
Valor total conductor (USD)
Valor perdidas (USD)
Total con pérdidas (USD)
ACSRPELICAN
ACSRFLICKER
ACSR-HAWK
ACSR-HEN
6
6
6
6
3.305,79
3.719,01
3.884,30
4.132,23
4.066,12
4.574,38
4.777,69
5.082,64
60
60
60
60
1.771.565,95
1.884.644,63
237.747,81
237.747,81
2.009.313,76
2.122.392,44
1.507.715,70 1.696.180,17
242.770,65
239.422,09
1.750.486,35 1.935.602,25
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Figura 5. Diagrama de costos comparativos
Se puede apreciar en la Figura 5 que el menor costo comparativo de conductor y pérdidas
corresponde al conductor ACSR PELICAN.
8.5. ANÁLISIS DE FLECHAS Y TENSIONES
En el Anexo B “Análisis de Flechas y Tensiones”, se presenta el análisis detallado de la
verificación mecánica realizada a cada uno de los conductores considerados.
En las Figura 6 se presenta el grafico correspondiente a la comparación de las flechas
máximas de los conductores analizados para diferentes vanos.
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Figura 6. Cálculo mecánico - Comparación de flechas máximas
De acuerdo con la gráfica anterior se tienen las siguientes precisiones:
•
La mayor flecha en los conductores analizados bajo condiciones de carga máxima, se
presenta en el conductor ACSR- PELICAN, condición debida a la relación entre el
acero y aluminio del cable, en comparación con la composición de los demás cables.
•
Los conductores ACSR- FLICKER, ACSR- HAWK y ACSR- HEN presentan un
comportamiento ante máximas cargas de operación muy similar, debido a su
composición o relación de aluminio y acero, pero tienen variaciones por efecto de la
diferencia en el módulo de elasticidad.
•
Los conductores que presentan flechas muy altas, conlleva al uso de estructuras altas,
o en su defecto a la ubicación de una mayor cantidad de estructuras, razón por la cual,
no se recomienda utilizar conductores que generen flechas elevadas, como es para
nuestro el caso el uso del ACSR- PELICAN.
En la Figura 7 se muestran las tensiones horizontales máximas sobre las estructuras, de
cada uno de los conductores considerados, de acuerdo con la longitud del vano.
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Figura 7. Cálculo mecánico - Comparación de tensiones horizontales
máximas
De acuerdo con la gráfica anterior se tienen las siguientes precisiones:
•
Las mayores cargas en las estructuras (debida a las tensiones horizontales de los
cables), en general se presentan para los conductores que poseen una capacidad
última de rotura y un peso mayor, como se puede observar en nuestro caso los
conductores ACSR- HEN, ACSR-HAWK y ACSR- FLICKER.
•
Las estructuras deben diseñarse para soportar la acción de las solicitaciones
impuestas, y se dimensionan de acuerdo con la magnitud de las cargas, obteniendo
estructuras pesadas y robustas para cargas muy altas y estructuras más óptimas para
cargas más bajas. Además, las cimentaciones también son mayores para el caso de
las cargas más elevadas. Por lo tanto, los conductores ACSR- HEN y ACSR- HAWK
pueden contribuir al sobre costo de los materiales necesarios para la construcción de
las estructuras y las fundaciones.
8.6. CONCLUSIONES SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE
1) El conductor de menor costo comparativo es el ACSR- PELICAN, sin embargo las
diferencias en costos no son significativas.
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2) El conductor de menor peso es el ACSR- PELICAN, lo cual hace que las estructuras a
utilizar sean más livianas, sin embargo la diferencia con respecto al conductor ACSR
FLICKER no es significativa.
3) La menor carga de rotura corresponde al conductor ACSR- PELICAN, por tanto la
longitud de los vanos es menor, lo cual implica un aumento en el número de
estructuras.
4) La composición del conductor ACSR- PELICAN (18/1), en relación con el ACSRFlicker (26/7) hace que este sea menos flexible, lo cual dificulta su manipulación.
8.7. RECOMENDACIONES
De acuerdo con las conclusiones anteriores y los análisis realizados, para el proyecto se
recomienda la utilización del conductor ACSR- FLICKER, ya que con este se obtendrá
una cantidad menor de estructuras que las que se obtendrían utilizando un ACSRPELICAN, y además el peso de las mismas será mucho menor que si se utilizan
conductores ACSR- HAWK o ACSR- HEN.
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9. RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS CONDUCTOR SELECCIONADO
9.1. CAPACIDAD NOMINAL
Se verificará que el conductor seleccionado (ACSR- FLICKER) cumpla con la capacidad
ampérica requerida para transmitir la potencia nominal de diseño la cual se asumirá como
la capacidad total de las subestaciones Puerto López (40 MVA) y Puerto Gaitán (55 MVA),
para un total a transmitir de 95 MVA.
I =
95
√3x115
x10 A = 476,94A
9.2. CORRIENTE DE LÍMITE TÉRMICO
El cálculo de la corriente para el conductor ACSR FLICKER 477 MCM, con base en el
equilibrio térmico, se presenta en la siguiente tabla:
Tabla 11. Corriente de límite térmico del conductor seleccionado
Cálculo de corriente para el conductor calibre 477 MCM, código ACSR FLICKER, en condiciones de
operación con base al equilibrio térmico
Datos de Entrada
Parámetro
Diámetro (D)
Unidades en
sistema
Inglés
Valor
Unidades en
sistema
MKS
Valor
Pulg
0,846
mm
28,14
2
0,423
mm
Temperatura ambiente del sitio (Ta)
ºC
37,9
ºC
37,9
Temperatura de trabajo del cond (Tc)
ºC
75
ºC
75
Altura sobre el nivel del mar del sitio
Pies snm
492,120
msnm
150
7204,63
m/s
0,610
Sección (A)
Velocidad de viento mínima
Radiación solar (Qs)
Pulg
2
pie/h
W/pie
2
2
86,063
W/m
926,37
0,500
sin
0,500
0,500
1,571
Coeficiente de absorción solar (α)
sin
Coeficiente de emisividad, (ε) t
sin
0,500
sin
Angulo de incidencia del sol θ
rad
1,571
rad
45,33E-06
Ω/m
Resistencia (Tc)
Ω/pie
lb/pie
3
469,81
14,94E-06
3
0,066
Kg/m
Área proyectada del conductor (A’)
m /m
0,071
m /m
0,022
Conductividad térmica del aire (κf)
W/pie(ºC)
0,009
W/m(ºC)
0,028
lb/h(pie)
48,00E-03
Kg/h(m)
1,95E-05
Densidad del aire ρf
Viscosidad del aire (µf)
2
2
1,057
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Cálculo de corriente para el conductor calibre 477 MCM, código ACSR FLICKER, en condiciones de
operación con base al equilibrio térmico
Datos de Entrada
Unidades en
sistema
Inglés
Parámetro
Valor
Unidades en
sistema
MKS
Valor
W/pie
12,253
W/m
40,235
W/pie
3,107
W/m
10,186
W/pie
3,034
W/m
9,958
A
520
A
520
MVA
104
MVA
104
Datos de Salida
Pérdidas en el conductor por convección (qc),
mayor valor de qc, qc1 y qc2
Pérdidas en el conductor por radiación solar
(qr).
qr = 0,138 * D * e * [((Tc + 273)/100)4 –((Ta +
273)/100)4]
Calentamiento del conductor por el sol (qs).
qs = a * Qs (Sin q) * A’
Capacidad de corriente del conductor (I).
I=
qc+qr-qs
R(Tc)
Límite térmico de potencia (Sth)
Nota: El conductor cumple por capacidad de límite térmico y una sobrecarga (1,09 p.u),
considerando que la capacidad total de las subestaciones es 95 MVA.
De acuerdo con los resultados de la tabla anterior, el límite térmico de potencia del
conductor corresponde a 104 MVA, es decir está sería la máxima potencia que podría
transportar el conductor.
9.3. INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO Y DENSIDAD DE FLUJO
MAGNÉTICO
Para el cálculo del campo eléctrico y la densidad de flujo magnético se consideran los
siguientes parámetros:
Tabla 12. Parámetros de entrada para cálculo de campos eléctrico y
magnético
Parámetro
Voltaje nominal fase–tierra VnF-T (kV)
Voltaje máximo de operación a 115 (kV)
Ancho de la zona de servidumbre líneas 115 kV
Altura mínima del conductor al suelo en bosques de arbustos, áreas cultivadas (m)
Altura mínima del conductor al suelo para cruces de líneas a carreteras secundarias (m)
Altura de medida de los campos electromagnéticos (m)
Potencia aparente (MVA)
Corriente máxima a circular por los conductores en condición continua (A)
Valor
66,39
123
20 m (*1)
6,1
6,1
1,0
95
520
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Parámetro
Temperatura máxima de operación del conductor
Temperatura media anual
Velocidad de viento mínima en m/s
Altitud
Valor
75°C (*2)
26,6°C (*3)
0,61 (2 ft/s)
150 msnm
(*1) Distancia de servidumbre establecida en el RETIE Artículo 24.
(*2) Valor de acuerdo con criterios básicos de diseño.
(*3) Valor tomado del estudio meteorológico.
Para la evaluación de los campos se considerará la siguiente disposición típica de los
conductores en la estructura doble circuito propuesta.
En la siguiente tabla se presentan las distancias correspondientes a disposición de
conductores propuesta.
Tabla 13. Disposición física de los conductores estructura doble circuito
Estructura Doble Circuito htorre=46,7 m
Descripción
Distancia (m)
Posición Y Cable de Guarda 1
46,7
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Estructura Doble Circuito htorre=46,7 m
Descripción
Distancia (m)
Posición Y Cable de Guarda 2
46,7
Posición Y Fase A
40,5
Posición Y Fase B
36,3
Posición Y Fase C
32,1
Posición Y Fase C'
40,5
Posición Y Fase B'
36,3
Posición Y Fase A'
32,1
Posición X Cable de Guarda 1
3,75
Posición X Cable de Guarda 2
-3,75
Posición X Fase A
3,75
Posición X Fase B
3,75
Posición X Fase C
3,75
Posición X Fase A'
-3,75
Posición X Fase B'
-3,75
Posición X Fase C'
-3,75
Para la línea a 115 kV del proyecto se tiene:
De acuerdo con el Artículo 14 “CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS”, Numeral 14.4.
Valores límites de exposición a campos electromagnéticos para seres humanos [5], “para
líneas de transmisión los valores de exposición ocupacional no deben ser superados a
1 m de altura dentro de la zona de servidumbre”.
El campo magnético es calculado de acuerdo a la disposición física de fases ilustrada
anteriormente la cual corresponde a una configuración “baja reactancia” de acuerdo a la
página 2-31 de la referencia [6], donde la magnitud de dicho campo es en el conductor.
El campo eléctrico es calculado de acuerdo a una configuración superhaz (secuencia A,
B, C; A´, B´ y C´), en la cual la magnitud de dicho campo es mayor a nivel del suelo.
Se debe tener claro que, la configuración asumida del sistema corresponde al caso más
crítico.
Se analizaron los campos electromagnéticos generados por la línea de transmisión a
115 kV, considerando la altura mínima del conductor 6,1 m de acuerdo al RETIE, para
distancias mínimas al suelo en bosques de arbustos, áreas cultivadas, pastos, huertos,
así como en cruces de líneas con carreteras y áreas sujetas a tráfico vehicular.
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Figura 8. Campo eléctrico línea a 115 kV doble circuito en función de la
distancia horizontal a 1 m de altura
Figura 9. Densidad de flujo magnético para línea a 115 kV doble circuito en
función de la distancia horizontal a 1 m de altura
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Las figuras anteriores ilustran los perfiles de intensidad de campo eléctrico y densidad de
flujo magnético respectivamente, cuyos valores de campo eléctrico y magnético máximos
y a borde de servidumbre se tabulan en la Tabla 14.
Tabla 14. Intensidades de campo eléctrico y magnético
Tipo de
Configuración
Descripción
Altura mínima del
conductor (m)
Valor
Intensidad del campo eléctrico máxima [kV/m]
6,1
2,84
Densidad de flujo magnético máxima [µT]
6,1
13,36
Intensidad de campo eléctrico a borde de
servidumbre [kV/m]
6,1
0,73
Densidad de flujo magnético a borde de
servidumbre [µT]
6,1
1,67
Doble circuito
Por consiguiente, se concluye que se cumple con los límites establecidos por el RETIE,
donde se especifica que el máximo valor de campo eléctrico a 1 m del suelo y a borde de
la franja de servidumbre deberá ser inferior a 5 kV/m y para el caso del campo magnético
el máximo valor debe ser de 100 µT como máximo.
9.4. REGULACIÓN DE TENSIÓN
A continuación se presentan los resultados del cálculo de regulación para la línea del
proyecto:
Tabla 15. Cálculos de regulación
Descripción
Valor
Potencia Aparente del conductor [MVA]
95
Voltaje de línea (kV)
115
Conductor seleccionado
ACSR FLICKER
Resistencia del conductor (Ω/km)
0,1175
Diámetro (mm)
21,48
RMG (mm)
8,364
DMG doble circuito (mm)
8117,76
Reactancia inductiva por unidad de longitud
(Ω/km)
0,5185
Longitud total (km)
60,0
Regulación de voltaje línea doble circuito (%)
2,28
La regulación cumple ampliamente con los niveles de regulación exigidos por la CREG
070-98 para este nivel de tensión (±10%, Ver Tabla 2).
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9.5. CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO
La capacidad de cortocircuito del conductor evaluado se presenta en la siguiente tabla.
Tabla 16. Capacidad de cortocircuito del cable ACSR FLICKER
Datos de Entrada
Parámetro
κ20
α20
ρ:
c
θe
θb
A
Unidades
Valor
1/Ωm
34800000
1/°C
0,004
Kg./m³
2.700
J/(kg°C)
910
°C
200
°C
m
75
2
591,60E-06
Datos de Salida
I (tc=0,3 s)
kA
42,70
I (tc=0,1 s)
kA
73,96
La capacidad de cortocircuito del conductor seleccionado supera los requerimientos de
cortocircuito máximo del sistema, asumiendo una capacidad de cortocircuito de 40 kA de
los equipos de interrupción de las subestaciones. Así, el conductor seleccionado cumple
con el tiempo de duración de la falla y el nivel de cortocircuito máximo.
9.6. PÉRDIDAS POR EFECTO CORONA
La evaluación y pérdidas por efecto corona para buen tiempo, mal tiempo y totales se
presentan en la siguiente tabla:
Tabla 17. Evaluación y pérdidas por efecto corona
Descripción
Valor
Evaluación del Efecto Corona
Número de conductores por circuito
1
Diámetro del conductor [mm]
21,49
Voltaje máximo del sistema [kV]
123
Factor de corrección por voltaje : Fv
0,34
Factor de corrección por espaciamiento entre fases: FPS
1,05
Factor de corrección por altura de conductores: FH
1,02
Gradiente superficial E [kV/cm]
22,00
Gradiente superficial de tensión máximo [kV/cm]
8,01
Gradiente crítico [kV/cm]
24,85
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Descripción
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Valor
Pérdidas por efecto Corona
Pérdidas totales para buen tiempo [W/m]
2,06
Pérdidas totales para buen tiempo [kW]
0,1116
Pérdidas totales para mal tiempo [W/m] ; m=0,5
2175,68
Pérdidas totales para mal tiempo [W/m] ; m=0,6
848,52
Pérdidas totales para mal tiempo [W/m] ; m=0,75
50,55
Pérdidas totales para mal tiempo [kW] ; m=0,5
117,48
Pérdidas totales para mal tiempo [kW] ; m=0,6
45,82
Pérdidas totales para mal tiempo [kW] ; m=0,75
2,73
Pérdidas conductor nuevo [kW]
23,04
Pérdidas conductor viejo [kW]
3,18
Porcentaje de pérdidas conductor nuevo respecto
a la potencia de transmisión [%]
0,026
Porcentaje de pérdidas conductor viejo respecto a
la potencia de transmisión [%]
0,004
Para el conductor seleccionado no se produce el efecto corona visible debido a que el
gradiente superficial máximo es menor que el gradiente crítico, y adicionalmente las
pérdidas para conductor viejo son significativamente inferiores a las pérdidas para el
conductor nuevo, esto debido a que el aumento en la edad del conductor hace que este
se ponga más liso y por ende disminuyen las pérdidas.
9.7. RADIO INTERFERENCIA
Los valores de radio interferencia calculados se presentan en la siguiente tabla:
Tabla 18. Niveles de radio interferencia
Descripción
Valor
Intensidad de la señal a proteger [S]
62
Nivel máximo de radiointerferencia permisible [NP1]
40
Radio interferencia total zona rural alturas críticas [dB]
2,91
Radio interferencia total zona rural alturas reales [dB]
1,90
El conductor seleccionado cumple con el nivel de radio interferencia permisible de
acuerdo a la relación señal-ruido estipulado por la CREG 098-2000 [3], los cuales se
presentan en Tabla 4.
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9.8. RUIDO AUDIBLE
Los valores de ruido audible calculados se presentan en la siguiente tabla:
Tabla 19. Niveles de Ruido Audible
Descripción
Valor
Ruido audible máximo permisible horario nocturno [dB]
50
Ruido audible total alturas críticas [dB]
32,50
Ruido audible total alturas reales [dB]
29,12
El conductor seleccionado cumple con los niveles de ruido audible exigidos por el
Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial [19], al borde de la servidumbre y
en condiciones de buen tiempo.
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10. CONCLUSIONES
Para la línea doble circuito Suria- Puerto López a 115 kV, el conductor ACSR- FLICKER
cumple con todos los requerimientos técnicos de capacidad ampérica, regulación,
cortocircuito, intensidad de campo eléctrico, densidad de flujo magnético, evaluación y
pérdidas por efecto corona, radio interferencia, ruido audible y pérdidas por efecto Joule.
La máxima potencia que pude transportar el conductor ACSR- FLICKER, de acuerdo con
el límite térmico es de 104 MVA.
11. RECOMENDACIONES
A continuación se resumen las principales características del conductor de fase a utilizar
de acuerdo a las normas ASTM Standars, en la línea de transmisión Suria- Puerto López
a 115 kV.
Tabla 20. Características técnicas del conductor ACSR FLICKER
Descripción
Valor
Calibre AWG/MCM
477
Diámetro (mm)
21,49
2
Sección (mm )
273,11
Resistencia AC del conductor a 75°C ( Ω/km)
0,143
Resistencia DC del conductor a 20°C ( Ω/km)
0,1175
Tensión de rotura del conductor (kgf)
7784
Peso del conductor (kgf/km)
913,60
2
Módulo de elasticidad (kgf/mm )
7.000
Coeficiente de dilatación lineal (1/°C)
19,30E-06
Capacidad de corriente del conductor a una
temperatura ambiente 37,9 ºC y temperatura máxima
75 ºC, velocidad viento 0,61 m/s, f=60 Hz (A)
Capacidad de corriente
Ti=75°C; Tf=200°C (kA)
en cortocircuito t=1 s,
520
23,39
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12. REFERENCIAS
1. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG. Resolución 070-1998,
Colombia, 1998.
2. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG. Resolución 025-1995,
Colombia, 1995.
3. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG. Resolución 098-2000,
Modificación al Anexo CC1 del Código de Conexión (CREG 025-1995), 11 Diciembre
2000.
4. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 1340. Tensiones y frecuencia nominales en
sistema de energía eléctrica en redes de servicio público, Colombia, 2004.
5. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Reglamento Técnico de Instalaciones
Eléctricas- RETIE. Colombia, 2008.
6. ELECTRICAL POWER RESEARCH INSTITUTE – EPRI. Transmission Line Reference
Book 345 kV and Above/Second Edition. USA, 1982.
7. THE INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, INC. (IEEE).
National Electrical Safety Code NESC C2-2007. 2007.
8. AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS. ASTM. Standard
specification for Concentric-lay-Stranded Aluminum-Conductors, Coated-Steel
Reinforced (ACSR) B 232/B 232 M-01.
9. INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, INC. (IEEE). IEEE
Standard 738. Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors,
Nueva York, Enero 2007.
10. INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC Standard 608651.Short-Circuit Currents - Calculation of Effects. Tercera Edición, 2011.
11. CENTRAL STATION ENGINEERS OF THE WESTINGHOUSE ELECTRIC
CORPORATION. Electrical Transmision and Distribution Reference Book.
12. CLADÉ J. J., GARY C. H. AND LEFEVRE C.A. Calculations of Corona Losses Beyond
the Critical Gradient in Alternating Voltage. IEEE Transactions on Power Apparatus
and Systems. Vol. PAS-88. No. 5. May 1969.
13. CLADÉ J. J., GARY C. H. Predetermination of Corona Losses Under Rain: Influence of
Rain Intensity and Utilization of a Universal Chart. IEEE Transactions on Power
Apparatus and Systems. Vol. PAS-89. No. 6. July-August 1970.
14. CLADÉ J. J., GARY C. H. Predetermination of Corona Losses Under Rain:
Experimental Interpreting and Checking of a Method to Calculate Corona Losses. IEEE
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Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-89. No. 5/6. May/June
1970.
15. IEEE CORONA AND FIELD EFFECTS SUBCOMITTEE REPORT. RADIO NOISE
WORKING GROUP. A Survey of Methods for Calculating Transmission Line
Conductor Surface Voltage Gradients. . IEEE Transactions on Power Apparatus and
Systems. Vol. PAS-98. No. 6. Nov./Dec. 1979
16. INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A., Normalización de estructuras metálicas para
líneas de transmisión a 230 kV doble circuito- Mapa de precipitación anual, 1989.
17. FORSCHUNGSGEMEINSCHAFT
E.V DE GERMANY (400-KV-FG (GERMANY)
400 kV, Alemania 1966.
18. MINISTERIO DE TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN Y LAS COMUNICACIONES.
Plan Técnico Nacional de Radiodifusión Sonora en Amplitud Modulada. Mayo, 2012.
19. MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL. Resolución
627 del 7 de Abril de 2006. Norma Nacional de emisión de ruido y ruido ambiental.
20. NEXANS- “GLOBAL EXPERT IN CABLES AND CABLING SYSTEMS. CABLES
PARA REDES DE ENERGÍA TIPO ACSR. 2012.
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Anexo A
COSTOS DE LOS CONDUCTORES
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Los costos de los conductores en fábrica fueron suministrados vía correo electrónico el 06
de Marzo de 2013 por NEXANS COLOMBIA (con base de precio promedio del aluminio
LME de Marzo 2013), los cuales fueron ajustados con IVA y fletes y seguro terrestre para
tener los costos comparativos en sitio.
A continuación se presenta un extracto de dicho mensaje con los costos en COP/m:
Estos costos fueron convertidos a USD por km, para lo cual se consideró la tasa
representativa del mercado del 16 de Marzo de 2.013 (1 USD = COP 1815).
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