PE-TRCH-DILT-I001-criterios_diseño

Contrato No. PE-TRCH-00003-Z001

DISEÑO Y CONTROL DE OBRA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV

LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV PE-TRCH-DILT-I001-criterios_de_diseño-V0 Original Bogotá, Junio de 2011

Proyecto 1021

ÍNDICE DE MODIFICACIONES Índice de Revisión 00

Sección Modificada

Fecha Modificación Junio de 2011

Observaciones Versión Original

REVISIÓN Y APROBACIÓN Número de revisión Responsable por elaboración

Responsable por aprobación Director de Proyecto

Nombre

0 Álvaro Chávarro Leal

Firma Nombre

Pedro Nel Ovalle P.

Firma Fecha

Junio de 2011

DISEÑO Y CONTROL DE OBRA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV INFORME DE CRITERIOS DE DISEÑO

PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA DEL PERÚ DISEÑO Y CONTROL DE OBRA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV INFORME DE CRITERIOS DE DISEÑO LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV TABLA DE CONTENIDO 1. 2. 3. 4.

INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO DOCUMENTACIÓN DOCUMENTAC IÓN DE REFERENCIA DISEÑO ELECTROMECANICO ELECTROMECAN ICO 4.1 PARÁMETROS METEOROLÓGICOS METEOROLÓGICO S DE DISEÑO 4.2 AISLAMIENTO AISLAMIENTO 4.2.1 Aislamiento a frecuencia industrial 4.2.2 Aislamiento contra sobretensiones por maniobra 4.3 SELECCIÓN SELECCIÓN DE CONDUCTORES Y CABLE DE GUARDA 4.3.1 Capacidad de transmisión transmisió n 4.3.2 Radio-interferencia Radio-interfere ncia 4.4 DIMENSIONAMIENTO DIMENSION AMIENTO ELÉCTRICO DE TORRES 5. PLANTILLADO PLANTILLADO Y OPTIMIZACIÓN OPTIMIZACIÓN DE DISEÑOS 5.1 PLANTILLADO PLANTILLADO 5.1.1 Selección del conjunto de estructuras 5.1.2 Localización de estructuras 5.1.3 Análisis de plantillado 5.1.4 Hipótesis y árboles de carga 5.1.5 Costos para análisis de plantillado 5.1.6 Distancias de seguridad 5.1.7 Zonas vedadas para ubicación de estructuras 5.1.8 Servidumbre 5.1.9 Definición nivel de tensionado 5.1.10 Otras restricciones mecánicas a considerar 5.1.11 Puntos de diseño y árboles de carga 5.1.12 Herrajes y cadenas de aisladores 6. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA 6.1 ESTIMACIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA 6.1.1 Instalación de varillas de puesta a tierra 6.1.2 Instalación de contrapesos 7. DISEÑO DE CIMENTACIONES 7.1 NORMAS DE DISEÑO 7.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS MATERIALES

Pág. 1 2 6 7 7 8 8 9 12 14 14 16 18 18 20 20 21 21 22 23 25 25 25 27 27 27 29 29 29 32 35 35 35


7.3 CARGAS A NIVEL DE FUNDACIÓN 35 7.4 CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL TIPO DE FUNDACIÓN 35 7.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS SUELOS 36 7.6 VERIFICACIONES VERIFICACIONES DEL COMPORTAMIENTO COMPORTAMIENTO DEL SUELO 36 7.7 TIPOS DE FUNDACIÓN 37 7.7.1 Parrillas 37 7.7.2 Zapata convencional en concreto 37 7.7.3 Zapata superficial con anclaje en roca 37 7.7.4 Pila en concreto 38 7.8 DISEÑO ESTRUCTURAL ESTRUCTURA L DE LA BASE Y PEDESTAL DE LA ZAPATA 39


PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA DEL PERÚ DISEÑO Y CONTROL DE OBRA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV INFORME DE CRITERIOS DE DISEÑO LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1 Unifilar del proyecto Figura 2.2 Ubicación del Proyecto Figura 5.1 Flujo de datos para el proceso de plantillado Figura 7.1 Esquema del anclaje Figura 7.2 Esquema de la pila de concreto

Pág. 3 4 19 38 38


PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA DEL PERÚ DISEÑO Y CONTROL DE OBRA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV INFORME DE CRITERIOS DE DISEÑO LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV ÍNDICE DE TABLAS Pág. Tabla 2.1 Características técnicas principales del proyecto Tabla 2.2 Criterios para sectorización de la línea Tabla 4.1 Parámetros meteorológicos Tabla 4.2 Criterios para la selección de conductor Tabla 5.1 Distancias verticales de seguridad Tabla 6.1 Factor multiplicador para múltiples varillas Tabla 7.1 Selección del tipo de fundación Tabla 7.2 Propiedades mecánicas de los suelos

2 4 7 13 24 32 35 36


1. INTRODUCCIÓN El presente informe de criterios de diseño electromecánico hace parte del alcance de los trabajos a realizar por CONSULTORIA COLOMBIA S.A. para diseño y control de obra de la línea de transmisión eléctrica Trujillo Chiclayo (La Niña) a 500 kV. En el capítulo 2 se presenta la descripción del proyecto, de acuerdo con las características establecidas por el comité de inversión del Ministerio de Energía y Minas para este proyecto. En el capítulo 3 se presenta la documentación de referencia a utilizar para la realización de los diseños. En el capítulo 4 se presenta la metodología a utilizar en el diseño electromecánico el cual consta de la definición de parámetros meteorológicos de diseño, metodología para determinar el aislamiento a frecuencia industrial, contra sobretensiones por maniobra y contra descargas atmosféricas, metodología para la selección de conductores y cable de guarda y el dimensionamiento eléctrico de torres desde el punto de vista del desempeño eléctrico de las diferentes estructuras a utilizar. En el capítulo 5 se presentan los criterios a tener en cuenta para realización del plantillado y los cálculos de árboles de carga y curvas de utilización. En el capítulo 6 se presenta la descripción de criterios definidos para realizar el estudio de puesta a tierra. Finalmente, en el capítulo 7 se presentan los criterios básicos a utilizar para el diseño de cimentaciones.

1


2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Las características técnicas principales del proyecto presentan en Tabla 2.1, según se plantea en el documento de especificaciones técnicas de ISA. El unifilar del proyecto y la ubicación del mismo se presentan en la Figura 2.1 y en la Figura 2.2, respectivamente.

Tabla 2.1 Características técnicas principales del proyecto DISEÑO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV Potencia de diseño

1400 MVA

Nivel de tensión Número de Circuitos

500kV Un Circuito

Disposición de Fases

Circuito Sencillo Horizontal

Frecuencia Eléctrica Longitud aproximada Nivel de contaminación

60Hz

Conductor de fases

Cable de guarda

Aisladores Tipo de Estructura Puestas a Tierra Zona de servidumbre

325 km Alto / Medio Conductores tipo ACAR (Conductor de aluminio con alma de aleación d e aluminio), engrasado hasta la penúltima capa, con calibres que permitan transportar el flujo máximo de potencia dentro de los límites de pérdidas totales exigidos. Cable OPGW con engrasado de al menos 12 fibras ópticas Monomodo ITU-T.G655, atenuación max 0.4 dB/km@1550 nm y 0 .5 dB/km@1625 nm; capa exterior hilos de aluminio y acero recubierto con aluminio. Sector de Tinajones cable AW 7 No. 8 adicional Aisladores de vidrio o porcelana recubiertos con silicona desde fábrica, tipo antiniebla por la característica de la zona de gran contaminación (zona de muy alta contaminación salina Aisladores poliméricos para zonas de contaminación moderada. Una mezcla de estos dos tipos en zonas de alta contaminación salina. Estructuras en celosía de acero galvanizado para circuito sencillo horizontal Se definirá el diseño dependiendo de la resistividad del terreno. 64 m

Fuente: Documento PE-TRCH-PRSE-D013, Especificaciones Técnicas de ISA

2


L=325 km

Fuente: Contrato de Concesión – LT Trujillo – Chiclayo (La Niña) - Documento PE-TRCH-PRSE-D013, Especificaciones Técnicas de ISA

Figura 2.1 Unifilar del proyecto

En la Figura 2.2 se resalta en color negro la ruta de la línea del caso base entre la SE Trujillo y la SE La Niña. En color rojo se muestra la línea existente Trujillo-GuadalupeChimbote-Piura a 220 kV; se resalta que sobre el corredor definido, el color verde y amarillo indican zona de contaminación muy alta y alta respectivamente y el color azul corresponde a la zona de Tinajones donde se requiere protección contra descargas atmosféricas. 3


Además resaltado en verde están las zonas de los valles de los diferentes ríos, así como la zona de inundación en los sectores aledaños a la subestación La Niña.

Fuente: Documento PE-TRCH-PRSE-D013, Especificaciones Técnicas de ISA

Figura 2.2 Ubicación del Proyecto

Los criterios que se utilizan para sectorizar la línea de transmisión por corrosión y los materiales que se deben utilizar se presentan en la Tabla 2.2.

Tabla 2.2 Criterios para sectorización de la línea Longitud Sector Línea Observaciones 325 km Todas las estructuras serán extragalvanizadas (910 kg/m2) 1. Cerrochilco El pintado se haría entre los años 5 y 8 de operación (Entre las Cadenas de retención con aisladores (porcelana o torres 150 – 30 km vidrio) recubiertos con silicona desde el montaje 210 de la LT Cadenas de suspensión con aisladores poliméricos L234) Conductor de fase y cable OPGW engrasado hasta la penúltima capa

4


Sector

2. Últimos 70 km antes de llegar a la SE La Niña existente

Longitud Línea 325 km

Para los primeros 50 km (contados desde la S.E. La Niña): Todas las estructuras son extragalvanizadas El pintado se haría entre los años 5 y 8 de operación Cadenas de retención y suspensión con aisladores (porcelana o vidrio) recubiertos con silicona desde el montaje Conductor de fase y cable OPGW engrasado hasta la penúltima capa 70 km

3. Para el resto de la línea 225 km

4. Para el sector de Tinajones

Observaciones

30 km

Para los últimos 20 km (del 50 al 70 contados desde la S.E. La Niña): Todas las estructuras son extragalvanizadas El pintado se haría entre los años 5 y 8 de operación Cadenas de retención con aisladores (porcelana o vidrio) recubiertos con silicona desde el montaje Cadenas de suspensión con aisladores poliméricos Conductor de fase y cable OPGW engrasado hasta la penúltima capa Todas las estructuras son con galvanizado normal (610 kg/m2) Cadenas de retención con aisladores poliméricos Cadenas de suspensión con aisladores poliméricos Conductor de fase y cable OPGW engrasado hasta la penúltima capa Como se presentan lluvias se requiere el segundo cable de guarda convencional

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3. DOCUMENTACIÓN DE REFERENCIA Para la ejecución de los cálculos para el diseño electromecánico de las líneas de transmisión asociadas al proyecto de la referencia se tendrá en cuenta la siguiente documentación técnica y normas nacionales e internacionales. • • • • • • • • • • • • • • •

Contrato de Concesión LT Trujillo – Chiclayo a 500 kV. Documento PE-TRCH-PRSE-D013 Especificaciones Técnicas “Línea de transmisión eléctrica Trujillo - Chiclayo (La Niña) a 500 kV”, elaborado por ISA. Código Nacional de Electricidad Suministro - 2011 Código Nacional de Electricidad Utilización - 2006 Norma técnica de calidad de los servicios eléctricos 1997 Normalización de estructuras metálicas para líneas a 220 kV doble circuito – ISA Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión segunda edición - Mejía Villegas Transmission Line Reference Book de EPRI Insulation Coordination for Power System de Andrew Hilleman Norma IEEE 738 NESC Guía para el diseño mecánico de líneas de transmisión del ASCE. Normas para fabricación de aisladores de vidrio y para poliméricos. Normas ASTM para la fabricación de conductores tipo ACAR y ACSR Norma ANSI / IEEE 80 - 1986, IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding

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4. DISEÑO ELECTROMECANICO El alcance de esta actividad consiste en determinar los aspectos críticos que influyen en el diseño de líneas de transmisión y que corresponden a: Parámetros meteorológicos: Temperatura máxima, promedio y coincidente, velocidad de viento de diseño y máximo promedio, nivel ceráunico. • Aislamiento: Longitud mínima de la cadena de aisladores, distancias mínimas requeridas en aire ante sobretensiones por descargas atmosféricas, maniobras y ante sobretensiones a frecuencia industrial • Selección de conductores: Especificaciones de conductores y cable de guarda. • Dimensionamiento eléctrico de torres: Geometría y distancias eléctricas en las estructuras. •

El nivel ceráunico de la zona del proyecto muy bajo, por consiguiente las salidas debidas a descargas atmosféricas son prácticamente nulas, por lo tanto no se realiza el análisis de coordinación de aislamiento debido a descargas atmosféricas, salvo para el tramo del sector de Tinajones. Con el análisis anterior se realiza el plantillado de la línea para continuar con el proceso de replanteo y así determinar cantidades finales de diseño.

4.1 PARÁMETROS METEOROLÓGICOS DE DISEÑO Los parámetros meteorológicos que intervienen en el diseño mecánico y estructural de las líneas de transmisión son la temperatura (ambiente) y la velocidad de viento. Estos parámetros meteorológicos se obtienen del Código Nacional de Electricidad Suministro - Parte 2 “REGLAS DE SEGURIDAD PARA LA INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LÍNEAS AÉREAS DE SUMINISTRO ELÉCTRICO Y COMUNICACIONES”, los cuales fueron ajustados por ISA para la zona del proyecto, tal como se presenta en la Tabla 4.1.

Tabla 4.1 Parámetros meteorológicos Parámetro

Unidad

Temperatura Máxima Promedio Temperatura Promedio (EDS) Viento máximo Temperatura coincidente con viento Temperatura mínima sin viento Nivel ceráunico (Se tuvo en cuenta recomendación de REP)

°C °C km/h °C °C Días-tormenta/año

Valor por sector de cota sobre el nivel del mar <2000 msnm (Área 0) 40 20 80 10 0 15 sector de Tinajones 0-5 resto de la línea

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4.2 AISLAMIENTO El objetivo de esta actividad corresponde a la definición del número de unidades que conforman las cadenas de aisladores, sus características y el dimensionamiento eléctrico de la cabeza de las estructuras. El producto de esta actividad será la definición de la longitud mínima de la cadena de aisladores, definición de las distancias mínimas requeridas en aire ante sobretensiones por descargas atmosféricas (sector Tinajones), maniobras y ante sobretensiones a frecuencia industrial. Hay que tener en cuenta que en el diseño de la línea habitualmente se asumen condiciones de humedad, por lo que la línea debe ser diseñada para su altitud media 1.

4.2.1 Aislamiento a frecuencia industrial Los esfuerzos causados por sobrevoltajes en una línea de transmisión son escasos y de corta duración, mientras que el voltaje del sistema, aunque relativamente de poca magnitud, ocasiona un esfuerzo permanente sobre el aislamiento. Estos esfuerzos permanentes son importantes ya que contribuyen al envejecimiento del aislamiento, llegando a ocurrir flameo si el aislamiento se reduce los suficiente por influencias externas como son principalmente el estado del tiempo, el viento que reduce el espaciamiento, depósitos contaminantes, etc. En el diseño de aislamiento por sobrevoltajes de 60 Hz es necesario considerar el esfuerzo permanente del voltaje de operación del sistema y los sobrevoltajes débilmente atenuados con frecuencia cercana a la de operación de la red, originados por la conexión y desconexión de elementos de la red. El valor máximo de operación de la línea se toma como 1.1 pu sobre la base de un voltaje fase – fase de 500 kV . Para la evaluación de la sobretensión a 60 Hz se utilizará la siguiente formulación, tomada del documento de EPRI Transmission Line Reference Book: V 60 HZ = V max L − N * Fs * F γ * F δ * F H

Ecuación 4.1

Donde: Ítem Vmax L-N: FS:

1

Descripción Máximo voltaje de operación línea - neutro del sistema [kV]: 1.1 pu Factor de sobrevoltaje por sobretensiones temporales

Insulation Coordination for Power System de Andrew Hilleman

8


Ítem Fγ : FH: Fδ:

Descripción Constante que tiene en cuenta los niveles de contaminación y el grado de mantenimiento de los aisladores Factor de corrección de rigidez dieléctrica del aislamiento por humedad Factor de corrección por densidad del aire ( δ), que depende de la altitud y de la temperatura. (F δ = 1/ δ)

Para asegurar una permanencia continua del servicio debido a sobretensiones de frecuencia industrial, el factor de sobrevoltaje (Fs) a utilizar debe ser el máximo valor que se puede presentar en sistemas aterrizados 2. La distancia mínima requerida en aire será considerada para la definición del máximo ángulo de balanceo permitido en las líneas de transmisión. Para los diferentes sectores de la línea del proyecto se considerará el tipo de contaminación salina existentes, de acuerdo con la clasificación dada por la norma IEC 60815, con el propósito de adoptar la distancia específica correspondiente en cada caso.

4.2.2 Aislamiento contra sobretensiones por maniobra Los sobrevoltajes por maniobra son voltajes que aparecen en determinados puntos debidos a operaciones de cierre o apertura de interruptores y se pueden clasificar de acuerdo con su origen: Energización de líneas Recierre de líneas Ocurrencia y eliminación de fallas Interrupción de corrientes capacitivas: desconexión de líneas o cables y reconexión de bancos de condensadores • Interrupción de corrientes inductivas: corrientes de magnetización de transformadores e interrupción de reactores • Operaciones de maniobra de circuitos especiales: condensadores en serie y circuitos resonantes y ferrorresonantes • • • •

Las magnitudes de los sobrevoltajes dependen de las características del circuito, del instante de la operación de apertura o cierre del circuito con respecto a la onda de voltaje del sistema y de las características de los elementos del circuito. El comportamiento de la línea ante sobretensiones por maniobra incide en la distancia crítica conductor - estructura y el ángulo de balanceo de las cadenas de aisladores de 2

Numeral 9.3 del Transmission Line Reference Book

9


suspensión. El nivel de aislamiento se determina por el método determinístico, pero basado en resultados probabilísticos de líneas de transmisión, como los presentados en el “Transmission Line Reference Book”. Se considerará como parámetro de diseño un límite máximo de una falla por cada 100 operaciones de maniobra de la línea de acuerdo a lo indicado en el documento “ Insulation Cordination for Power Systems. de Hilleman” . Los sobrevoltajes por maniobra están dados por la expresión obtenida en el capítulo 9 y 11 del Transmission Line Reference Book: V MAN =

Donde:

V max L − N *

2 * Fsm

Ítem

Vmax L-N: Fsm: FCA:

Ecuación 4.2

FCA

Descripción

Máximo voltaje de operación línea - neutro del sistema [kV]: 1.1 pu Factor de sobrevoltaje por maniobras Factor de corrección atmosférica que depende de la densidad del aire ( δ)

Se tomará como referencia los siguientes valores: Vmax L-N, El valor máximo de operación de la línea se toma como 1.1 pu sobre la base de un voltaje fase – fase de 500 kV . • Fsm, será el que permita obtener una salida por cada 100 operaciones de maniobra y se obtendrá de la Figura A9.4.5 Transmission Line Reference Book. •

El FCA se obtendrá para las diferentes para zonas altitudinales definidas para el proyecto y es equivalente a δn = δ0.8 de acuerdo con lo recomendado en el Capítulo 11 del Transmission Line Reference Book. Las distancias de aislamiento en aire se obtendrán finalmente de la figura 11.6.8 del Transmission Line Reference Book. La distancia mínima requerida en aire determinará el máximo ángulo de balanceo de la cadena de aisladores ante la presencia de viento máximo promedio.

4.2.3 Aislamiento contra descargas atmosféricas Los sobrevoltajes por descargas atmosféricas son voltajes fase a tierra o fase a fase debidos a una descarga atmosférica específica. Generalmente son unidireccionales y con duración entre 1 y 100 s. Las descargas atmosféricas actúan sobre los sistemas de potencia y las líneas de transmisión a través de tres mecanismos: descargas directas a los conductores 10


(fallas de apantallamiento) y descargas directas a las torres o a los cables de guarda (flameos inversos). El objetivo del análisis del comportamiento de la línea ante sobretensiones atmosféricas es el de establecer el ángulo de apantallamiento y determinar la longitud mínima de la cadena de aisladores. Este objetivo se alcanzará mediante la utilización del programa APLIT-EPRI el cual se fundamenta en el método de los dos (2) puntos desarrollados por EPRI. Este programa permite determinar la sensibilidad de los diferentes parámetros de diseño como es el ángulo de apantallamiento, la resistencia de puesta a tierra de las estructuras, la longitud de la cadena de aisladores, etc. En general, para el cálculo de salidas por fallas de apantallamiento, el método de los dos puntos sigue los pasos que se indican a continuación: • • • • • • • • • • • • •

Determinar las coordenadas (x, y) de las fases y cable de guarda en la estructura. Establecer el nivel ceráunico. Calcular la densidad de rayos a tierra. Calcular el número de rayos a la línea. Determinar la fase más expuesta y el ángulo de apantallamiento. Calcular la máxima distancia de choque. S = COEFIEXPO Calcular la corriente máxima para las fallas de apantallamiento. Determinar el voltaje crítico de flameo. Calcular el radio de corona para el cálculo de fallas de apantallamiento. Calcular la impedancia característica del conductor. Calcular la corriente crítica de flameo y la distancia mínima de choque Determinar la coordenada x del cable de guarda para apantallamiento perfecto. Calcular el ángulo efectivo de apantallamiento.

Si no hay apantallamiento perfecto se calcula el número de salidas por falla de apantallamiento. Para el cálculo de las salidas por flameos inversos se siguen, en general, estos pasos: • • • • • •

Calcular de impedancias características del cable de guarda y de la estructura, factores de acople y resistencia impulsiva de puesta a tierra. Calcular los tiempos de viaje en el vano, en la estructura y en las crucetas. Calcular el voltaje en la punta y en la base de la estructura. Calcular el voltaje en la cadena de aisladores. Calcular la corriente y el voltaje críticos de flameo. Calcular el número de salidas de la línea por flameos inversos.

Los parámetros de entrada para el método de los dos puntos son la amplitud de la corriente del rayo, forma de onda, polaridad, tasa de crecimiento, ángulo de incidencia y frecuencia 11


de ocurrencia. Estas características son aleatorias y se presentan en la literatura técnica como distribuciones probabilísticas derivadas de datos obtenidos en estaciones de observación. Se pueden obtener a partir del modelo electrogeométrico de la línea y de las estadísticas recolectadas por varios investigadores sobre la magnitud y tasa de crecimiento de la corriente del rayo 3. El modelo electrogeométrico requiere de un parámetro llamado β que permite tener en cuenta que la distancia de choque de rayo a la tierra es diferente de la distancia de choque de rayo a conductor o cable suspendido encima del suelo y además permite tener en cuenta apantallamientos naturales a la línea. En este análisis se tomará un valor menor o igual a 0.8 para β que es un valor recomendado en el Transmission Line Reference Book (numeral 12.7) para este tipo de líneas. La distancia de choque se determinará con la ecuación S = 0.65 10I recomendada por el Transmission Line Reference Book (numeral 12.7). Adicionalmente se requiere conocer los siguientes parámetros: • • • • • •

•

Conductores y cables de guarda: radio del conductor, localización (coordenadas (x,y)) en la estructura y flechas para un vano determinado. Estructura: altura, ancho en la base y localización y largo de las crucetas. Aisladores: Cantidad y dimensiones. Resistencia de puesta a tierra. FCA: Que es igual a δ /Hc, con Hc = 1 para zona lluviosa (Numeral 10. Normalización de estructuras a 220 kV doble circuito). SIGMA: Porcentaje de dispersión de la curva característica Voltaje - Tiempo de la cadena de aisladores, cuyo valor recomendado es igual al 5% (capítulo 2 del documento “Insulation Coordination for Power System de Andrew Hilleman”) KS: Factor de atenuación de la onda viajera. Se toma igual a 0.85 (Manual de usuario programa APLIT® del documento de Normalización de estructuras a 220 kV doble circuito)

El resultado del diseño de aislamiento para salidas de la línea debido a descargas atmosféricas se realizará para un número máximo de salidas igual a 3 salidas/100 km-año.

4.3 SELECCIÓN DE CONDUCTORES Y CABLE DE GUARDA Según lo indicado en el documento de especificaciones técnicas de ISA, los conductores de fases y cables de guarda seleccionados presentan las siguientes características: •

3

Conductor tipo ACAR (Conductor de aluminio con alma de aleación de aluminio), engrasado hasta la penúltima capa, con calibres que permitan transportar el flujo máximo de potencia dentro de los límites de pérdidas totales exigidos. Transmission Line Reference Book

12


Cable OPGW con engrasado de al menos 12 fibras ópticas Monomodo ITU-T.G655, atenuación max 0.4 dB/km@1550 nm y 0.5 dB/km@1625 nm; capa exterior hilos de aluminio y acero recubierto con aluminio. • Cable de guarda AW 7 No. 8 para el sector de Tinajones •

Estos conductores de fases deberán cumplir las condiciones de diseño eléctrico definidas en la Tabla 4.2. Tabla 4.2 Criterios para la selección de conductor Criterio de diseño Capacidad de transmisión: Operación normal Operación en contingencia Potencia de diseño: Condición de Emergencia Pérdidas Joule para Pnom = 700 MVA a Vn = 500 kV para 304 km Máximo gradiente superficial por fase (a nivel de mar) Campo eléctrico a borde de servidumbre Densidad de flujo magnético a borde de servidumbre Ruido audible al límite de la faja de servidumbre Radio interferencia: Mínima Relación Señal – Ruido

Valor 700 MVA 840 MVA 1400 MVA 1820 MVA 2.25%

Formula/Norma Requerimiento Proinversión, Anexo 1 Especificaciones del proyecto: Ampacidad a 75 oC Emergencia 30 min Pérdidas= (Pnom/Vnom)2*R/Pnom*100 (%)

15 kVrms/cm para zonas con cotas menores a 1000 msnm 18.5 kVrms/cm para zonas con cotas superiores a 1000 msnm Poblacional: <= 4.2 kV/m Ocupacional: <= 8.3 kV/m Poblacional: <= 83.3 µT Ocupacional: <= 416.7 µT

Anexo 1 Especificaciones del proyecto. Numeral 2.2 Requerimiento técnicos.

<= 50 dB

Anexo C3.3 del CNE –Util. 2006

Zona Rurales: 22 dB a 80 m del eje de la línea a 1000 kHz en condiciones de buen tiempo. Zonas Urbanas: 22 dB a 40 m del eje de la línea a 1000 kHz en condiciones de buen tiempo.

Anexo C4.2 del CNE-Util. 2006 Anexo C4.2 del CNE-Util. 2006

IEEE/ CIGRÉ / IEC CISPR 18-1, 18-2 y 18-3

Para cada conductor se realizarán los análisis de capacidad térmica de transmisión, para lo cual se seguirá la norma guía IEEE 738 de 2006 y los análisis de Radio Interferencia. Con los resultados obtenidos de estos análisis se determinan las especificaciones mínimas que deben cumplir los conductores para no afectar el comportamiento electromecánico ni la operación de las líneas. Para realizar la selección del conductor de una forma óptima sin llevar sobrecostos al proyecto, se definirá si es necesario que la ruta se divida en el número de sectores o rangos altitudinales dada la posibilidad de obtener diferentes diámetros de conductor económicamente dominantes, y poder considerar el efecto de variedad de conductores dentro de las economías de escala que puede traer consigo la adquisición de un número de menor de tipos de conductor. 13


4.3.1 Capacidad de transmisión La temperatura máxima de operación de los conductores seleccionados se determina a partir de la capacidad de transmisión a límite térmico en cada una de las zonas o rangos definidos. Los cálculos de esta temperatura o la verificación del cumplimiento de la capacidad máxima de transmisión por límite térmico se realizan con base en la norma IEEE 738 de 2006.

4.3.2 Radio-interferencia Una de las consecuencias del efecto corona son las interferencias indeseadas que son generadas por los campos electromagnéticos producidos. Entre los factores que influyen en la radiointerferencia se encuentran la distancia de la línea al elemento receptor, la orientación de éste, la geometría de la línea y las características climatológicas. Los criterios técnicos se toman de las publicaciones IEC CISPR 18-1, 18-2 y 18-3 que se tienen en cuenta en para determinar los niveles máximos de radiointerferencia aceptados por la por la IEEE y el CIGRÉ y que se refieren a que se acepta una relación señal-ruido mínima de: Zona Rurales: 22 dB a 80m del eje de la línea a 1000 kHz en condiciones de buen tiempo. • Zonas Urbanas: 22 dB a 40m del eje de la línea a 1000 kHz en condiciones de buen tiempo. • Ruido audible al límite de la faja de servidumbre, para zonas residenciales según el Anexo C3.3 del CNE –Utilización 2006, que para el caso de zona residencial en horario nocturno debe ser inferior a 50 dB. •

En la práctica es de importancia el conocimiento de la radiointerferencia a cierta distancia de la línea, lo que se suele denominar perfil lateral, pues se mide a mitad de vano y ortogonal al eje de la misma. El perfil se mide a una altura de 2 m sobre el suelo hasta una distancia máxima de 200 m del conductor. Se observa que la variación de la radiointerferencia es una función de la distancia con un fuerte decremento al alejarse del conductor. La frecuencia de medición estipulada por NEMA es de 1 MHz, mientras que CISPR (Comité Internacional Especial de Perturbaciones Radioeléctricas, por sus siglas del idioma francés Comité international spécial des perturbations radioélectriques) exige 500 kHz. En realidad, a partir de los 80 m de distancia la medición se torna muy inexacta. Es conveniente, además, eliminar cualquier fuente de perturbación, tal como proximidad a subestaciones, torres de alta tensión, ángulos pronunciados y cualquier variación brusca del terreno (promontorios, etc.). 14


El CIGRE4 indica la siguiente fórmula, utilizada con relativo éxito en más de 50 líneas de geometría variada con tensiones comprendidas entre 200 y 750 kV. NP = 3.5( g m ) + 12 ⋅ r − 30

en

d β / 1µ V / m

Ecuación 4.3

La ecuación anterior es válida para una sola fase con un gradiente máximo (1 solo conductor o varios en haz) g m en kV/m (valor eficaz) y el radio r en cm. Los coeficientes 3.5 y 12 se obtuvieron por la vía experimental. En caso de un circuito trifásico se determinan por separado los niveles de interferencia de cada una de las fases en el sitio de la medición, a saber, NP1 = 3.5( g m1 ) + 12 ⋅ r 1 − 33 • log10 NP1 = 3.5( g m 2 ) + 12 ⋅ r 2 − 33 • log10 NP1 = 3.5( g m 3 ) + 12 ⋅ r 3 − 33 • log10

( D1 / 20) − 30 ( D2 / 20) − 30 ( D3 / 20) − 30

Ecuación 4.4

La suma de estas tres fórmulas se lleva a cabo de acuerdo con CISPR de la siguiente manera: si uno de los campos es cuando menos 3 dB mayor que los otros dos, éstos se desprecian; de lo contrario, se tiene que: NP =

NPa + NPb

2

+ 1.5( dB) Ecuación 4.5

donde NPa y NPb son los niveles más altos de los tres existentes. Estas fórmulas ameritan los siguientes comentarios: •

•

• •

•

4

La validez se mantiene para tensiones nominales de 200 a 765 kV. Para tensiones inferiores a los 200 kV la interferencia encuentra su origen fundamentalmente en el herraje y la cadena de aisladores del conjunto. La contribución del conductor no es tan significativa. El gradiente máximo de la línea debe estar comprendido entre 12 y 20 kV/cm, de manera que la fórmula sea aplicable para una fase o bien para las tres. El gradiente promedio de una línea de transmisión oscila alrededor de 15.5 kV/cm. El radio del conductor (o subconductores) debe estar comprendido entre 1 y 2.5 cm. La mayoría de las líneas denotan un radio de 1 a 1.8 cm. El número de subconductores por fase debe estar comprendido entre 1 y 4. La extrapolación de las fórmulas a seis subconductores pueden llevarse a cabo sin mayores problemas. Separación entre subconductores de una misma fase, de 10 a 20 veces, en términos relativos. Esto implica que la separación relativa (distancia que separa a dos conductores vecinos dividida por su diámetro) no debe exceder el margen señalado, de

Interferences produced by Corona Effect o0fr Elecric Systems - CIGRE

15


manera que las fórmulas mantengan su vigencia. Esta exigencia, a los efectos prácticos, no desempeña ningún papel importante en este cálculo. A la altura de los conductores sobre el suelo no se plantea ninguna exigencia en particular, pero es conveniente señalar que la misma oscila entre 8 y 18 m en el punto de medición (mitad de vano, por lo general) La altura si ejerce una fuerte influencia sobre el gradiente real de la línea. La extrapolación de las fórmulas hasta alturas de 25 m no le resta mucha precisión al procedimiento del CIGRE. • Las fórmulas indicadas consideran una distancia D O = 20 m entre el conductor y el punto de medición, correspondiente a una altura aproximada de 15 m. Si la distancia directa D difiere de 20 m, entonces se debe aplicar la siguiente corrección: NP ( µ V / m ) NPo

1.65

+ ( Do / D )

o también

NP (dB ) = NPo − 33 • log10 D / Do

Ecuación 4.6

Esta fórmula sólo es válida para pequeñas variaciones o desviaciones de D respecto a DO, en vista de lo cual debe siempre cumplirse (0.5D o < D< 3Do). • En caso de que se tenga una línea de transmisión con dos circuitos trifásicos sobre la misma estructura, el procedimiento señalado para la línea trifásica simplemente se extiende a los seis conductores del arreglo en cuestión. • Puede concluirse que el procedimiento del CIGRE es válido para la mayoría de los arreglos que se confrontan en la práctica. Las fórmulas señaladas contemplan en sí la mayoría de los parámetros de relevancia en la estimación de la radiointerferencia. •

El cálculo de la radio interferencia se obtiene a partir del modelo descrito. Una vez obtenido el valor base de interferencia se adicionan los efectos debido a: (1) frecuencia de operación afectada – Rf; (2) distancia al punto del posible receptor – Rd; y (3) altura sobre el nivel del mar - Rq. Entre los parámetros de diseño de interferencia admisible se tiene que: Para emisoras de canal regional (clase II: 1010-1250 kHz y 1-10 kW) el área de servicio es la zona que cubre con una intensidad de señal de 500 µV/m (54 dB). • La mínima relación señal - ruido (SNR) con conductor seco (clima despejado) es de 22 dB. • Ruido audible al límite de la faja de servidumbre, para zonas residenciales según el Anexo C3.3 del CNE –Utilización 2006, que para el caso de zona residencial en horario nocturno debe ser inferior a 50 dB. •

4.4 DIMENSIONAMIENTO ELÉCTRICO DE TORRES La configuración de estructuras a analizar corresponde a las indicadas en el documento de especificaciones técnicas de ISA. Cada una de estas configuraciones se analizará desde el

16


punto de vista eléctrico para cumplir con lo requerido en cuanto a campo eléctrico y campo magnético ya mencionado. Finalmente, el ángulo de balanceo se definirá teniendo en cuenta que no se superan las distancias de aislamiento contra descargas atmosféricas, sobrevoltajes por maniobra (viento promedio) y para frecuencia industrial (viento máximo) y se determina de la siguiente manera: •

Para la distancia vertical: α = Acos(da/Lc).

•

Para la distancia horizontal: α = Asin((f-da)/Lc),

Siendo da, la distancia de aislamiento, f la longitud del brazo y Lc la longitud de la cadena de aisladores.

17


5. PLANTILLADO Y OPTIMIZACIÓN DE DISEÑOS 5.1 PLANTILLADO El objetivo de esta actividad es la determinación de la solución óptima, desde el punto de vista económico, en la ubicación de estructuras a lo largo del corredor óptimo predefinido para cada línea y con base en la información topográfica del perfil topográfico generado a partir de información del trazado. Los datos de entrada incluyen la información meteorológica, los datos del conductor y cable de guardia seleccionados y, obviamente, el perfil topográfico incluyendo las restricciones ambientales y técnicas, previstas durante la etapa de selección del corredor de ruta. Si en el análisis inicial se encuentra que la solución de emplear torres prediseñadas no representa un sobrecosto a la solución óptima se analizará en detalle esta alternativa, que para este proceso significaría contar con la familia de estructuras y los árboles de carga de diseño correspondientes, facilitando y eliminando algunos de los procesos presentados en el flujograma. Para representar los cambios en el flujograma por el uso de torres previamente diseñadas se dibujaron, en color azul, las alteraciones en el flujo normal de los datos y se señalaron los costos de estructuras y las curvas de utilización de las mismas, como datos de entrada más que como resultados de los procesos de evaluación de costos y árbol de carga y curvas de utilización. Para permitir mayor legibilidad en el grafo, no todas las conexiones entre datos y procesos se encuentran representadas en el flujograma; sin embargo, las conexiones mostradas son las de mayor importancia para entender como interactúan los datos y procesos en la actividad de plantillado. El proceso central en la actividad de plantillado es el de “Localización de Estructuras”. Este se realiza con la ayuda del programa de computador PLS - CADD, el cual fue desarrollado por la POWER LINE SYSTEMS INC. Es importante mencionar que este programa ha sido utilizado en muchos proyectos de diseño de líneas de transmisión en el ámbito mundial y sus resultados reconocidos como las soluciones óptimas para los problemas enfrentados. El resultado de este proceso se materializa en la tabla de torres y los planos planta - perfil para replanteo, los cuales son distribuidos entre las diferentes comisiones de replanteo con el propósito de establecer los sitios de torre finales con la mayor similitud posible a los resultados de este resultado técnico y económico.

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Levantamiento topográfico

Restricciones ambientales

Conductor seleccionado

Cálculo de Carteras

Meteorología

Reporte de carteras

Restricciones técnicas

Curvas de tensiones

Cálculo de Tensiones

Generación de perfil con restricciones

Tabla de torres

Localización de Estructuras

Generación Tabla de Torres

Perfil con restricciones

Costos

Análisis de Plantillado Plantillado

Conjunto óptimo de Estructuras?

si

Plano planta-perfil

no Generación Automática de Planos

α

Vv

Curvas de utilización

Arbol de Carga y Curvas de Utilización

Evaluación de Costos Arbol de carga

Flujograma del de Plantillado Conjunto inicial de estructuras

Figura 5.1 Flujo de datos para el proceso de plantillado

19 DISEÑO Y CONTROL DE OBRA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRUJILLO CHICLAYO (LA NIÑA) A 500 KV INFORME DE CRITERIOS DE DISEÑO

5.1.1 Selección del conjunto de estructuras Para el diseño de las líneas se adopta una familia de estructuras en configuración circuito sencillo horizontal a 500 kV. Los tipos de torres que se prevé utilizar son: • • • •

A y AS en suspensión B y C en retención intermedia D en retención intermedia y terminal TR en transposición.

Esta selección de estructuras implica la estimación del peso de las estructuras, y por ende su costo, sus árboles de carga para cada una de las hipótesis de carga en la condición normal y anormal, curvas de utilización para cada tramo de línea y la modulación de altura y números de cuerpos para las estructuras de suspensión, retención y terminales. Toda esta información será la entrada al programa de plantillado. Para la evaluación de cargas y factores de seguridad se tendrá en cuenta la utilización de criterios y guía ASCE.

5.1.2 Localización de estructuras Este proceso es el más importante en la actividad de plantillado, y consiste en la determinación de la ubicación, tipo y altura de las estructuras sobre el perfil de terreno. Esta labor debe ejecutarse teniendo en cuenta criterios de optimalidad de costo global. Sin embargo, debido a la infinidad de alternativas que implicaría una búsqueda del óptimo global exacto y la incapacidad computacional para evaluarlas, debemos restringirnos a búsquedas inteligentes de óptimos locales que garanticen una solución apropiada. Para esta tarea Consultoría Colombiana S.A. utiliza el programa PLS -CADD, cuya última versión permite que el programa se ejecute en estaciones de trabajo y en los cada vez más poderosos computadores de escritorio. Esta versatilidad elimina algunas restricciones de tiempo y costo que existían con las tecnologías de hardware del pasado. PLS - CADD utiliza técnicas de programación dinámica para lograr su cometido de encontrar la solución “óptima” al problema básico del plantillado. PLS - CADD necesita como datos de entrada las curvas de utilización, el perfil con restricciones, los datos de costos así como parámetros generales del proyecto. Arroja como resultado un plantillado óptimo para el conjunto de estructuras de entrada. Para el plantillado se tienen en cuenta las distancias mínimas de seguridad sobre el terreno (incluyendo el incremento por altura) y obstáculos, para las condiciones de máxima temperatura del conductor, exigidas por el CNE, para toda la vida útil del proyecto. 20


5.1.3 Análisis de plantillado Mediante plantillados iterativos y su análisis se realizará la selección óptima del conjunto de estructuras y la ubicación de las estructuras, variando entre cada ejercicio la altura básica de las torres y su curva de utilización, de acuerdo con los indicios y distribuciones que cada plantillado vaya arrojando, así como la tensión diaria del conductor y, obviamente, los valores de tensiones a diferentes estados (máxima temperatura, máxima velocidad de viento, inicial, etc.). De tal forma que el resultado además de establecer el conjunto óptimo de estructuras y el nivel de tensionado para construcción de la línea de transmisión, define la ubicación óptima del conjunto de estructuras.

5.1.4 Hipótesis y árboles de carga Para determinar los árboles de carga para el diseño del conjunto de estructuras asociadas a este proyecto, se utilizarán los criterios de diseño descritos en el Código Nacional de Electricidad Suministro del año 2011 (CNE), donde se indican los parámetros meteorológicos (Velocidad de viento, temperatura y hielo) a tener en cuenta en el diseño de líneas de transmisión, así como también se indica la metodología de cálculo de la presión de viento a aplicar sobre conductores y los factores de sobrecarga a aplicar en la estructura para cada tipo de carga. A continuación se hace una descripción de estos parámetros. Las hipótesis de cargas a consideras son de dos tipos: cargas normales y cargas excepcionales o anormales. Para las condiciones de cargas normales se considera que la estructura está sujeta a la acción simultánea de las siguientes fuerzas: •

Cargas Verticales: donde se incluye el peso de los conductores, aisladores y accesorios para el vano gravante correspondiente y el peso propio de la estructura.

•

Cargas Transversales: donde se incluye la presión del viento sobre el área total neta proyectada de los conductores y cadena de aisladores para el vano medio correspondiente, la presión del viento sobre la estructura y la componente horizontal transversal de la máxima tensión del conductor determinada por el ángulo máximo de desvío.

•

Cargas Longitudinales: Correspondiente a las cargas generadas por el desbalance vectorial ante la presencia de vanos reguladores adyacentes diferentes en una torre y las originadas por rotura de conductores.

Para la condición de cargas excepcionales se considera que la estructura estará sujeta, además de las cargas normales, a una fuerza longitudinal correspondiente a la rotura de un conductor. Esta fuerza tiene el valor siguiente: 21


Para estructuras de suspensión: 50% de la máxima tensión del conductor (definida en condiciones finales sin viento y sin hielo y temperatura mínima de 0 o de acuerdo a la Tabla 250-1-B del CNE de suministro). Para estructuras de anclaje y terminal: 100% de la máxima tensión del conductor (definida en condiciones finales sin viento y sin hielo y temperatura mínima de 0 o de acuerdo a la Tabla 250-1-B del CNE de suministro). En cuanto a los factores de sobrecarga, el CNE exige lo siguiente: •

Condiciones Normales de carga o Cargas de Viento: 2.50 o Cargas de ángulo: 1.33 (de acuerdo con la nota 2 que dice: Para retenidas y anclajes asociados con las estructuras que sostienen sólo conductores y cables de comunicación, este factor puede reducirse a 1,33.) o Cargas Verticales: 1.50 o Cargas Longitudinales: 1.10 o Cargas Longitudinales en torres terminales: 1.33 (de acuerdo con la nota 2 que dice: Para retenidas y anclajes asociados con las estructuras que sostienen sólo conductores y cables de comunicación, este factor puede reducirse a 1,33.)

Las condiciones para el cálculo de los árboles de carga o hipótesis de carga a utilizar por tipo de torre son las siguientes: Suspensiones: o Normal 1. Viento máximo transversal o Normal 2. Viento máximo a 45°. o Anormal 1. Rotura de 1 conductor (sin viento). o Anormal 2. Rotura de 1 cable de guarda (sin viento). o Montaje 1. Cargas en todos los brazos (sin viento). o Montaje 2. Cargas en la mitad de los brazos (sin viento). • Retenciones: o Normal 1. Viento máximo transversal. o Normal 2. Viento máximo a 45°. o Anormal 1. Rotura de 1 conductor y 1 cable de guarda (sin viento). o Anormal 2. Rotura de 2 conductores (sin viento). o Montaje 1. Cargas en todos los brazos (sin viento). o Montaje 2. Cargas en la mitad de los brazos (sin viento). •

5.1.5 Costos para análisis de plantillado La optimización económica del plantillado se obtiene mediante la definición de la solución técnica más económica en conjunto para la totalidad de la ruta de la línea en consideración. Para determinar el costo de las estructuras se considera el peso estimado de las estructuras predefinidas o el calculado si la familia de estructura se realiza dentro del proceso de diseño de la línea. Este peso se multiplica por el costo promedio por kg de acero montado a valores 22


del mercado. Adicionalmente se incluye el costo de la cimentación y la vestida de la siguiente manera: •

Para la línea a 500 kV el costo de las cimentaciones se asumirá en concreto teniendo en cuenta las características de baja capacidad portante, de la siguiente manera: o o

•

12% del costo de la torre de cuerpo 4 para las estructuras de suspensión 16% del costo de la torre de cuerpo 3 para las estructuras de retención

El costo de la vestida se asumirá como el costo de las cadenas de aisladores instaladas: o o

5% del costo de la torre tipo A de cuerpo 4 para las estructuras de suspensión 9% del costo de la torre tipo B de cuerpo 3 para las estructuras de retención.

5.1.6 Distancias de seguridad Las distancias de seguridad al terreno y demás obstáculos deben cumplir con lo indicado en los pliegos de Proinversión, las cuales se presentan en la Tabla 5.1.

23


Tabla 5.1 Distancias verticales de seguridad

Fuente: Contrato de Concesión – LT Trujillo – Chiclayo (La Niña)

24


5.1.7 Zonas vedadas para ubicación de estructuras Se presentan los criterios a considerar para proceder a prohibir la ubicación de torres por el programa de plantillado, dada la obligación de que el prediseño resultante constituya una buena aproximación al óptimo real desde el punto de vista técnico y económico, sujeto a restricciones preestablecidas de origen ambiental. Los criterios a emplear en la definición del ancho de veda de las zonas reportadas durante la digitalización y generación del perfil virtual, se resumen así: •

Carreteras Generalmente los anchos de las vías fluctúan entre 10 m y 5 m, por lo tanto y por consideraciones constructivas y de estabilidad, en el cruce con una vía pavimentada se veda un ancho de 22 a 30 m, con una vía sin pavimentar un ancho de 15 a 22 m y para un carreteable ( ≥4 m) se veda un ancho de 12 a 20 m.

•

Quebradas, caños y drenajes en general Además de la zona comprendida entre bordes, se veda un ancho adicional de mínimo 20 metros.

•

Caminos Se veda una zona adicional al ancho del camino de 5 a 10 m.

5.1.8 Servidumbre Se tomarán como ancho de la zona de servidumbre los establecidos por el CNE para líneas a 500 kV, el cual corresponde a un ancho de 64 m. Se reitera el cumplimiento de los criterios incluidos en la selección del conductor de fase en cuanto a niveles de campos eléctricos y magnéticos sobre el terreno y niveles de radiointerferencia en la faja de servidumbre.

5.1.9 Definición nivel de tensionado Para la realización de este diseño, además de los parámetros meteorológicos que se obtienen, se efectúan los cálculos de aquellos aspectos que dependen directamente del nivel de tensión definido, tales como el valor del creep y el cálculo de los valores de flechas y tensiones. Con base en cada resultado, se procede con el cálculo correspondiente a la curva de utilización para cada nivel de tensionado y cada tipo de estructura. Para evaluar flechas y tensiones es necesario contar con herramientas computacionales que resuelvan esta ecuación, partiendo de las condiciones de tensionado: EDS, Máxima e Inicial, considerando las deformaciones plásticas producidas por los fenómenos de cambio en su módulo de elasticidad y fluencia del material durante la vida útil del proyecto. El programa PLS–CADD genera directamente una base de datos del comportamiento 25


mecánico del conductor y cable de guardia bajo diferentes condiciones de temperatura viento - tiempo que alimenta otros procesos en el plantillado. La ecuación de cambio de estado se puede formular así:    A    C 2 * Senh  2C 2  1  1  t 2 − t 1 = −1− * * (T 02 − T 01 )   α t ES  A     C 1 * Senh     Ecuación 5.1  2C 1 

Donde: T 0i: Tensión horizontal en el estado i 2 E : Módulo de elasticidad final [kg/mm ] 2 S : Sección del conductor [mm ] A: Vano regulador [m] C i: T 0i / Pi, (Tensión horizontal del conductor en el estado i, en kg) / (Peso del conductor en

el estado i, en kg) α t: Coeficiente de dilatación térmica lineal [1/ºC] Pi: Peso virtual del conductor en el estado i, el cual puede incluir el efecto del viento según el estado considerado [kg] El estudio de tensionado se realizará teniendo en cuenta las condiciones limitantes que se presentan a continuación: Condiciones iniciales, sin viento y temperatura mínima (curva de condiciones iniciales). Tensión máxima para vanos reguladores cortos. Recomendación práctica = Límite máximo 33% de la tensión de rotura. • Condiciones finales (elasticidad final), viento máximo y temperatura mínima coincidente (condición de máxima tensión). Tensión máxima para vanos reguladores largos. Recomendación del fabricante (seguridad) = 50% de la tensión de rotura. • Condiciones finales (elasticidad final), sin viento y temperatura promedio (Condición diaria - EDS). Tensión más probable. Para conductores de fase la recomendación por efecto de vibración sobre las torres es no sobrepasar el 20% de la tensión de rotura. Para el cable de guarda convencional se define como límite máximo el 14% de la tensión de rotura, y para el cable OPGW el límite máximo corresponde al 14% de la tensión de rotura. •

Para tener en cuenta el efecto del creep, este se modela teniendo en cuenta el comportamiento inicial y final elástico no lineal del conductor, implementado en el programa PLS CADD. Con base en la información de condiciones meteorológicas y las condiciones de tensionado 26


mencionadas se evalúan las flechas y tensiones de los conductores seleccionados para los diferentes tramos de línea y condiciones meteorológicas: Condiciones iniciales, sin viento y temperatura mínima. Condiciones finales (elasticidad final), viento máximo y temperatura mínima promedio (condición de máxima tensión). • Condiciones finales (elasticidad final), viento medio y temperatura mínima promedio (condición de viento medio). • Condiciones finales (elasticidad final), sin viento y temperatura promedio (condición diaria – EDS). • Condiciones finales (elasticidad final), sin viento y temperatura máxima del conductor (curva caliente). • •

5.1.10 Otras restricciones mecánicas a considerar Adicionalmente a las restricciones mecánicas consideradas en los párrafos anteriores, se tendrán en cuenta las siguientes: • • • • • • • • •

Ángulo máximo de balanceo (balanceo máximo permitido de la cadena de aisladores de suspensión con viento máximo de diseño). Ángulo promedio de balanceo (balanceo máximo permitido de la cadena de aisladores de suspensión con viento máximo promedio). Ángulo máximo de salida de grapa de suspensión: 20º Ángulo mínimo de salida de la grapa de suspensión. -10º Vano Peso Mínimo Tiro desbalanceado máximo = Según tensión longitudinal de los árboles de carga, condición normal. Tensión longitudinal residual por asimetría de vanos adyacentes en estructuras de suspensión Vano real mínimo Vano real máximo

5.1.11 Puntos de diseño y árboles de carga El punto de diseño óptimo de las estructuras se realiza a partir de histogramas de vano viento y vano peso, donde se puede identificar el número de torres que están dentro de un rango de utilización y adicionalmente se puede observar el porcentaje de estructuras que presentan un valor menor o igual a un punto de diseño específico.

5.1.12 Herrajes y cadenas de aisladores Para seleccionar la resistencia electromecánica de los aisladores en las cadenas de suspensión se deben conocer las fuerzas vertical, transversal y longitudinal que deberán soportar, aplicando un factor de sobrecarga, estimado según normas IEC 60826 y el CNESuministro. Para las cadenas de retención la selección se basa en la tensión máxima de 27


diseño con viento promedio utilizando también un factor de sobrecarga de 3.0 estimado según normas IEC 60826 y el CNE de Suministro.

28


6. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA El valor máximo de resistencia de puesta a tierra será el requerido para garantizar el número máximo de salidas de la línea, para lo cual se empleará un esquema de puesta a tierra de 4 varillas por cada estructura, una en cada pata de la estructura, para cada una de las torres de la línea. En el caso de no ser posible obtener este valor de resistencia de puesta a tierra con esta configuración básica, se analizará la posibilidad de instalar contrapesos radiales o cables enterrados horizontalmente.

6.1 ESTIMACIÓN DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA Cuando la estructura no alcanza por si sola la resistencia de pie de torre requerida, se hace indispensable el uso de elementos que reduzcan la resistencia de puesta a tierra a los valores requeridos. Esto se puede lograr con alguno de estos dos métodos: Con varillas conectadas a la estructura hincadas a una profundidad conveniente (aproximadamente 2.50) • Contrapesos o cables enterrados horizontalmente •

6.1.1 Instalación de varillas de puesta a tierra Las varillas de puesta a tierra están conectadas a la estructura e hincadas a una profundidad igual a la de la excavación de la cimentación donde el número y disposición de las varillas depende de la conductividad del terreno donde esté localizada la torre; sin embargo, la práctica utilizada es de colocar cuatro varillas siempre en cada torre. La producción normalizada de varillas para puestas a tierra se hace en diámetros que van desde 1/4 hasta 1 pulgada y longitudes que abarcan desde 1.5 hasta 3.5 metros. Diámetros superiores a una pulgada producen cambios muy pequeños en el valor de la resistencia, ya que es el suelo que rodea al electrodo y no el diámetro de éste el que determina la resistencia. La selección del diámetro de la varilla debe buscar suficiente espesor y fortaleza para que pueda ser clavada en el suelo sin que se pandee o sufra daños que le ocasionen corrosión prematura. Para dar cumplimiento a lo especificado por el Código Nacional de Electricidad Suministro en la Sección 3 en cuanto a los electrodos de puesta a tierra, estos deben cumplir con los requerimientos de diámetro y área y en caso de requerir recubrimiento debe cumplir con el requisito de espesor y recubrimiento mínimos definidos en la Sección 060-702 del Código Nacional de Electricidad Utilización, donde se indica lo siguiente: “Un electrodo de varilla debe tener las siguientes características: (a) Ser un producto aprobado, de cobre o de acero revestido con cobre (acero-cobre), con diámetro no inferior a 16 mm (o 5/8 pulgada) para electrodos de acero-cobre y 13 mm (o ½ pulgada) para electrodos de cobre; y (b) Tener una longitud no menor de 2 m; y (c) Tener una superficie metálica limpia que no esté cubierta con pintura, esmalte u otro material de baja

29


conductividad; y (d) Alcanzar una profundidad no menor de 2,5 m para cualquiera que sea el tamaño o número de varillas que se utilicen, excepto que: (i) Donde se encuentre roca a una profundidad de 1,2 m o más, la varilla debe alcanzar el fondo de roca, y el resto de la varilla debe ser enterrado sin causar daño, a no menos de 600 mm bajo el piso, en posición horizontal; o (ii) Donde se encuentre roca a una profundidad menor de 1,2 m, la varilla debe ser enterrada por lo menos a 600 mm bajo el piso terminado, en una zanja horizontal .”

La resistencia de pie de torre de una estructura que se obtiene al enterrar una varilla está dada por la ecuación derivada por E.O. Sunde 5: R =

 ρ 4l   *  Ln   − 1 2 * π * l   a   cuando l>>a

(Ecuación 6.1)

Donde: R = Resistencia en ohmios ρ = Resistividad del terreno en Ω −m l = Longitud de la varilla en metros a = Radio de la varilla en metros La resistencia de puesta a tierra de una estructura se puede disminuir conectando varillas en paralelo. Existen varios métodos para considerar el efecto de las varillas múltiples en el valor de la resistencia como son: el radio equivalente, la resistencia mutua, las curvas universales, etc.

6.1.1.1 Radio equivalente En el método del radio equivalente tiene en cuenta la geometría con la que se distribuyen las varillas en el terreno. Si están moderadamente cerca una de la otra, la resistencia total será mayor que si el número de varillas tuviera la misma disposición pero estuvieran más espaciadas. La ecuación que se utiliza para realizar estos cálculos es la siguiente: R =

ρ  2 * l  * Ln  2 * π * l  A 

(Ecuación 6.2)

Donde: R = Resistencia de puesta a tierra en Ohmios ρ = Resistividad del terreno en ohmios-metro l = Longitud de la varilla en metros A = Radio equivalente que depende de la distribución y el número de varillas de la configuración, en metros. (ver figura 12.5.8 del Transmission Line Reference Book de EPRI) 5

Transmission Line Reference Book de EPRI (página 557) y documento Insulation coordination for Power Systems de Andrew Hilleman (capítulo 10 apéndice 4)

30


6.1.1.2 Resistencia mutua Otra forma de calcular el efecto de las varillas en paralelo en el valor de la resistencia de pie de torre, es calcular la resistencia mutua mediante la siguiente ecuación: 2  ρ  l 4l 2 Rm = − + + 1 ....  2 * π * s  3s 2 5s 2 

(Ecuación 6.3)

Donde: Rm = Resistencia mutua en ohmios s = Separación entre varillas en metros l = Longitud de varillas en metros Una vez conocido el valor de Rm se puede calcular la resistencia de puesta a tierra con la relación: (n − 1) Rm R R = 1 + n n (Ecuación 6.4) Donde: R = Resistencia en ohmios R1 = Resistencia de una varilla en ohmios n = Número de varillas Rm = Resistencia mutua en ohmios

6.1.1.3 Curvas universales Un método alterno de calcular el valor de la resistencia de puesta a tierra de estructuras bajo el efecto de múltiples varillas es recurrir al uso de curvas universales 6 en las que se representa la variación porcentual de la resistencia a medida que aumenta el número de varillas. Normalmente se presenta una familia de curvas en las que cada una de ellas corresponde a una separación específica de las varillas. Las curvas universales se representan por el factor multiplicador incluido en la Tabla 6.1. Para determinar el efecto de las varillas en paralelo se adopta la siguiente regla: El valor de resistencia de una varilla se divide por el número de varillas y se multiplica por el factor F de la Tabla 6.1.

6

IEEE std 142

31


Tabla 6.1 Factor multiplicador para múltiples varillas Número de Varillas 2 3 4 8 12 16 20 24

Factor Multiplicador, F 1.16 1.29 1.36 1.68 1.80 1.92 2.00 2.16

6.1.2 Instalación de contrapesos En sitios en que la resistividad del terreno sea muy alta, es necesario utilizar cables enterrados horizontalmente para alcanzar el valor de resistencia de pie de torre establecido, siempre teniendo en cuenta la posibilidad constructiva de hacerlo considerando las características particulares del sitio. Los primeros centímetros de la capa vegetal están siempre expuestos a cambios climatológicos producidos por inviernos severos o por veranos calurosos y secos. A esto se suma la topografía local y la contextura del suelo de los cuales dependen gran parte los cambios ambientales y el contenido de la humedad. Adicionalmente, en terrenos agrícolas debe preverse la capa que ha de ser removida periódicamente, todo lo cual proporciona un estimativo de la profundidad mínima a la cual debe ser enterrado el conductor para eliminar la posibilidad de cambios bruscos en la resistencia de tierra y de daños fortuitos causados por los trabajos del arado. Para tener en cuenta las anteriores consideraciones se adoptó una profundidad de 0.50 m para instalar contrapesos. Al igual que en el caso de las varillas de puesta a tierra, el diámetro del contrapeso no juega papel importante y su selección obedece más a problemas de corrosión que de cualquier otra naturaleza. Debe tenerse especial cuidado al trabajar con contrapesos de longitud inferior a 30 m para no obtener resistencias de dispersión demasiado altas que puedan crear reflexiones positivas. Así mismo es aconsejable no utilizar contrapesos demasiado largos a menos que el terreno sea de alta resistividad como en zonas con abundantes afloramientos rocosos o arenosos, ya que después de cierta longitud la curva de resistencia se vuelve asintótica. De esta manera, se utilizarán longitudes de contrapesos hasta de 60 metros y contrapesos paralelos en cada pata hasta dos unidades.

32


La resistencia que se obtiene al conectar un cable de longitud l (metros) y radio a (metros), enterrado a una profundidad d (metros), está dada por 7: R =

ρ   2 * l    − 1 *  Ln π * l   4 * a * d  

Donde: R = Resistencia en ohmios ρ = Resistividad del terreno en ohmios-metro En cuanto al calibre del conductor a utilizar en los contrapesos, este debe cumplir con lo indicado en el literal a) de la sección 060-812 del CNE de utilización, que indica lo siguiente: “Dimensionamiento del Conductor de Puesta a Tierra para Sistemas de Corriente Alterna: La sección del conductor de puesta a tierra debe ser: (a) No menor que aquella dada en la Tabla 17 para un sistema de corriente alterna o para un conductor común de puesta a tierra; .....

”

En forma generalizada se utilizan longitudes de 30 y 60 m aunque en casos especiales se puede incrementar la longitud. La resistividad corresponde a la medida en el sitio en que se localiza cada estructura. Según la resistividad del terreno se pueden usar diferentes configuraciones con el fin de alcanzar la resistencia de puesta a tierra deseada. La configuración mas simple es con cuatro varillas de puesta a tierra, una en cada pata de la estructura. Otras configuraciones son con 1, 2, 3 ó 4 contrapesos de la longitud requerida. Las configuraciones asimétricas de uno y tres contrapesos no se recomiendan ya que no son eficientes o predecibles en su comportamiento ante ondas de choque. En estos casos, la corriente de un rayo no se 7

Transmission Line Reference Book de EPRI (página 558) y documento Insulation coordination for Power Systems de Andrew Hilleman (capítulo 10 apendice 4)

33


distribuye uniformemente entre las patas de las torres. Inicialmente se estima la resistencia de puesta a tierra en cada sitio con cuatro varillas en paralelo (utilizando el método de las curvas universales), si no cumple con la resistencia establecida se determina la resistencia con dos ó cuatro contrapesos de 30 ó 60 m de longitud o se incrementa la longitud en contrapesos hasta cumplir con la resistencia de puesta a tierra establecida.

34


7. DISEÑO DE CIMENTACIONES 7.1

NORMAS DE DISEÑO

Las normas que rigen los diseños de las cimentaciones de las torres son: American Concrete Institute, ACI-318. American Society for Testing and Materials, ASTM (normas aplicables) Reglamento Nacional de Edificación del Perú. Código Nacional de Electricidad del Perú.

• • • •

7.2

CARACTERÍSTICAS DE LOS MATERIALES

Los materiales usados para las zapatas en concreto reforzado tendrán las siguientes características: Concreto estructural: Varilla de refuerzo:

• •

7.3

f’c = 210 kg/cm 2 Diámetro.>3/8’’: fy = 4200 kg/cm 2 Diámetro<1/2’’: fy = 2400 kg/cm 2

CARGAS A NIVEL DE FUNDACIÓN

Las cargas a nivel de fundación se calcularán a partir de las cargas de trabajo y reacciones que actúan sobre la torre, resultantes del diseño estructural de las mismas.

7.4

CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL TIPO DE FUNDACIÓN

En la Tabla 7.1 se resumen los criterios utilizados para la selección del tipo de fundación, a partir de los resultados de la zonificación de suelos que deben ser con base en la identificación de suelos y la evaluación geológica de los corredores.

Tabla 7.1 Selección del tipo de fundación Tipo de fundación Criterio de selección Parrillas: Suelo seco, capacidad portante >= 1,0 kg/cm² Suelo no corrosivo ( ph >= 5 ) Resistividad del suelo >= 50 Ohm-m Parrilla Pesada 1,0 <= q u < 2,0 kg/cm² Parrilla liviana q u ≥ 2,0 kg/cm² Zapata en concreto q u ≥ 0.5 kg/cm² Anclaje en roca o Roca Sana o levemente fracturada Micropilote Pila en concreto Roca moderadamente fracturada qu < 0.5 kg/cm² Especial Riesgo de socavación 35


En la etapa de diseño se realizará, con base en las reacciones a nivel de cimentación, el diseño final de las cimentaciones en concreto.

7.5

CARACTERÍSTICAS DE LOS SUELOS

Las propiedades físicas de los suelos, que serán utilizadas como parámetros para el dimensionamiento de las fundaciones, son:

Tabla 7.2 Propiedades mecánicas de los suelos Tipo de suelo Condición de agua Seco Sumergido 3 Peso unitario (kg/m ) 1600 1000 Ángulo de arranque (suelo ≥1.0 kg/cm²) 30° 15° Ángulo de arranque (suelo < 1.0 kg/cm²) 20° 15° Profundidad de cimentación, H Entre 2 y 3 m 7.6

VERIFICACIONES DEL COMPORTAMIENTO DEL SUELO

Estos controles se efectúan utilizando las cargas de trabajo a nivel de fundación (Cargas sin factor de seguridad). Las verificaciones correspondientes son las siguientes: •

Limitación por capacidad portante a compresión. Consiste en controlar que la capacidad neta de contacto del cimiento, generada por las cargas actuantes, no supere la capacidad portante admisible del terreno.

•

Limitación por arrancamiento debido a tracción Consiste en controlar que la fuerza externa de arranque no supere el peso estabilizador compuesto por el peso del cono de arranque del suelo y el peso propio del cimiento. Se utiliza un factor de seguridad mínimo al arranque de 1.50

•

Limitación por no presencia de presión negativa en el área de contacto Consiste en que, por problemas de estabilidad, bajo la acción de cargas de compresión, en el área de contacto del cimiento se genere solo presiones positivas.

•

Limitación por volcamiento Consiste en evitar situaciones de posible volcamiento en el cimiento, originado por las cargas actuantes horizontales. Esta verificación se hace tanto para la acción de cargas de compresión como para las de tracción (arranque). La estabilidad se logra con los momentos restauradores generados por la resultante de las cargas verticales y la acción de la presión pasiva efectiva. Se utilizar un factor de seguridad mínimo al volcamiento de 1.50. 36


7.7

TIPOS DE FUNDACIÓN

7.7.1 Parrillas Este tipo de fundación se proyecta en sitios donde existen depósitos de suelo con espesor superior a 2.0 metros. El diseño contempla la construcción de una parrilla metálica, cuyas dimensiones se determinarán en función de la capacidad portante admisible del suelo sobre el cual será soportada. Se verificará la resistencia al arranque la cual será suministrada por el peso del relleno que se construirá sobre la parrilla y el peso propio de la parrilla. En nivel de cimentación se ubicará aproximadamente a 2.0 metros de profundidad.

7.7.2 Zapata convencional en concreto Este tipo de zapata se proyecta en sitios donde existen depósitos de suelo con espesor superior a 2.50 metros. El diseño contempla la construcción de una zapata en concreto reforzado, cuyas dimensiones se determinarán en función de la capacidad portante admisible del suelo sobre el cual será soportada. Se verificará la resistencia al arranque la cual será suministrada por el peso del relleno que se construirá sobre la zapata y el peso propio de la zapata. En nivel de cimentación se ubicará aproximadamente a 2.50 metros de profundidad.

7.7.3 Zapata superficial con anclaje en roca Existirán sitios de torre donde el macizo rocoso se encuentra en la superficie del terreno o muy cerca de ella. Para este caso se contempla la construcción de una zapata superficial, cimentada a una profundidad entre 0.20 y 0.50 metros por debajo del terreno natural y anclajes perforados en el macizo rocoso y embebidos en la zapata, que trabajen solidariamente con ella. La zapata será diseñada para soportar las cargas de compresión provenientes de la torre, sus dimensiones se definirán en función de esas cargas y de la capacidad portante del macizo rocoso. Los anclajes serán diseñados para recibir las posibles fuerzas de tracción que se produzcan en la torre y transmitirlas al macizo rocoso. Estos anclajes consistirán en un elemento metálico (varillas corrugadas, tubería) embebido en concreto hidráulico (ver Figura 7.1). La capacidad portante y la resistencia a la tracción de los anclajes se calcularán en función de las propiedades geotécnicas del macizo rocoso.

37


Padmisible

Concreto hidráulico LT

Varilla o tubo de acero

D

Figura 7.1 Esquema del anclaje 7.7.4 Pila en concreto Este tipo de cimentación será utilizado en sitios de torre donde exista una capa de suelos (con espesores del orden de 1.50 metros) bajo la cual se encuentre el macizo rocoso. La cimentación consistirá en una pila de sección cuadrada o circular que se cimentará sobre el macizo rocoso (ver Figura 7.2). Esta cimentación trasmitirá las cargas de compresión directamente al macizo rocoso de manera que sus dimensiones en planta serán función de esas cargas y de la capacidad portante del macizo. La resistencia a la tensión será suministrada por el peso propio de la pila y por la fricción entre las paredes de la pila y el suelo circundante. Tug admisible

Pila de concreto, sección cuadrada ó circular

L

B

Figura 7.2 Esquema de la pila de concreto 38


PE-TRCH-DILT-I001-criterios_diseño

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