U.T.O. – F.N.I. F.N.I. - LINEAS LINEASDE TRAN TRANSMISION SMISION Ing. Gustavo Adolfo Nava Bustillo
CAPITULO 7
CÁLCULO ELÉCTRICO DE LAS LINEAS DE TRANSMISIÓN 7.1. EFECTO CORONA. Si los conductores de una línea de transmisión se someten a un voltaje creciente, hasta que el gradiente de potencial (campo eléctrico) en la superficie del conductor llegue a un valor mayor que la rigidez dieléctrica del aire (gradiente disruptivo del aire), entonces se producen pérdidas de energía debido a la corriente que se forma a través del medio, es decir se ioniza el aire que rodea al conductor. Es decir, que todo sucede como si el aire se hiciera conductor, dando lugar a una corriente de fuga. En los conductores aéreos, el efecto es visible en la oscuridad, pudiéndose apreciar cómo quedan envueltos por un halo luminoso, azulado, de sección transversal circular, es decir, en forma de corona, por lo que al fenómeno se le dio el nombre de efecto corona. En las líneas de transmisión, el efecto corona origina pérdidas de energía y, si alcanza ciertos valores, puede producir corrosiones en los conductores a causa del ácido que se forma. Este efecto, depende de varios factores como: El nivel de tensión El diámetro del conductor Temperatura del medio ambiente Densidad relativa del aire Humedad del aire El efecto corona tiene las siguientes consecuencias: 1) Pérdidas de energía que se manifiestan en forma de calor 2) Oscilaciones electromagnéticas electromagnétic as de alta frecuencia que se transmiten en toda la línea y provocan perturbaciones en las señales de radio y televisión La consecuencia práctica del Efecto Corona es una corriente de fuga análoga a la debida a la conductancia del aislamiento La tensión a la cual empiezan las pérdidas a través del aire se llama Tensión Crítica Disruptiva y para ella el fenómeno aún no es visible. Cuando se alcanza la Tensión Crítica Visual , los efluvios se hacen luminosos luminosos o sea: Tensión Crítica Disruptiva < Tensión Crítica Visual
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Las pérdidas empiezan a producirse desde el momento en que la tensión de la línea se hace mayor que la tensión crítica disruptiva. Algunos fenómenos atmosféricos modifican la tensión disruptiva, por ejemplo la niebla y el granizo rebajan el valor de dicha tensión y lo mismo sucede con los humos de las fábricas. Es beneficioso que la tensión crítica V c sea ligeramente menor que la tensión de funcionamiento normal de la línea, ya que en caso de sobretensiones el efecto corona hace el papel de autoválvula de descarga
7.2. TENSIÓN CRÍTICA DISRUPTIVA. De acuerdo a la fórmula de Peek UC 21,1 mc mt RMG n ln
DMG ( kV RMG
Donde UC = Tensión eficaz simple (fase-neutro) de la tensión crítica disruptiva (kV) 21,1 = 29,8/√2 =Valor eficaz de la rigidez dieléctrica del aire (kV/cm) 29,8 = Rigidez dieléctrica del aire a 25 ºC y 760 mm de Hg. Como se trata de corriente alterna (sinusoidal) se divide entre √2 3,926 b δ = Densidad relativa del aire = 273 t b = Presión barométrica (cm de Hg);
y y b anti log ( log( 76 ) 18336 18336 y = Altura sobre el nivel del mar (m) t = Temperatura (º C) mC = Coeficiente de irregularidad (de rugosidad) de la superficie del conductor log( b ) log( 76)
mc 1 0,93 – 0,98 0,83 – 0,87
TIPO DE CONDUCTOR
Hilos de superficie lisa Hilos oxidados y rugosos Para cables
Fuente: Líneas de transporte de energía- Checa
mt = Coeficiente relativo al tiempo mt = 1 con tiempo seco mt = 0,8 con tiempo lluvioso n = número de conductores del haz de cada fase r = Radio del conductor (cm) DMG = Distancia media geométrica (cm) RMG = Radio ficticio (cm)
RMG n n . r . R n1
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Fases simples:
n =1 ;
RMG r
Fases dúplex:
n =2 ;
RMG r .
Fases tríplex:
n =3 ;
RMG 3 r . 2
Fases cuádruplex:
n =4 ;
RMG
4
r . 2 . 3
= separación entre los centros de los conductores (ver inciso 6.2.4) El coeficiente de seguridad por corona se define como la relación entre el voltaje crítico disruptivo por el voltaje al neutro de operación e la línea: UC
U
7.3. TENSIÓN CRÍTICA VISUAL.
U v 21,1. 1
0,301 3 2 DMG . . m f m s r . n. ln RMG r
Donde mf = Coeficiente que toma en cuenta la forma de la sección del cable ms = Coeficiente que toma en cuenta el estado de la superficie
m f 1 0,85 0,90
CONDUCTOR Para una superficie perfectamente circular Para un cable con 6 hilos en la capa exterior Para un cable con 12 a 30 hilos en la capa exterior
ms 0,90 0,80 0,70 0,50 a 0,30
CONDUCTOR Para cables limpios o envejecidos Para cables nuevos Para cables sucios o engrasados Para cables recubiertos de gotas de agua
Fuente:Redes Eléctricas(T-1) - J.Viqueira
7.4. PÉRDIDAS POR EFECTO CORONA. Las pérdidas en una línea se originan si el voltaje de servicio es superior a la tensión crítica y aumentan rápidamente con la diferencia entre ambas. Las pérdidas, expresadas en kW/km-fase, pueden calcularse mediante la fórmula también debida a Peek:
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Con buen tiempo:
PCK
241
Con mal tiempo:
PCK
241
f 25 f 25
r
. U UC .10 5 (kW / km fase) 2
DMG
r U 0,8U C 2 .10 5 (kW / km fase) DMG
Donde U es la tensión simple (tensión fase-tierra) de la línea en kV En Bolivia la frecuencia es de 50 Hz, entonces las expresiones quedan: PCK
Con buen tiempo: Con mal tiempo:
PCK
0,1807
r U UC 2 (kW / km fase) DMG
0,1807
r
DMG
U 0,8UC 2 (kW / km fase)
Ejemplo: Hallar la tensión crítica disruptiva, el coeficiente de seguridad por corona y las pérdidas por efecto corona, de una línea de 95 km de longitud, voltaje de 120 kV, frecuencia 50 Hz, situada a 2800 m.s.n.m. y temperatura media de 18 ºC. La línea es un circuito trifásico simple con disposición coplanar horizontal. El conductor es ACSR Nº 266.800 MCM (Partridge)
De tablas d C = 16,28 mm;
r = 8,14 mm
DMG 3 4,4 4,4 8,8 5,544 m 5544 mm mt = 1 (tiempo seco)
mc = 0,85 (para cables)
δ= 0,721 (b=53,47 mm Hg ) Luego:
U C 21,1 0,721 0,85 1 0,814 ln
U
120 3
5544 8,14
68,67 ( kV )
69,28(kV ) Tensión de fase
Como U es mayor que U C entonces existirán pérdidas por efecto corona
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El factor de seguridad por corona será:
68,67 69,28
0.991
Las pérdidas serán: PCK
0,1807
r U UC 2 0,1807 8,14 69,28 68,672 0,00357(kW / km fase) DMG 0,721 5544
Las pérdidas totales serán PC 3 PCK l 3 0,00357 95 1,01(kW ) La energía perdida durante un año será 8913 (kWh) El voltaje crítico disruptivo con lluvia será: 68,67 x 0,80 = 54,94 (kV) Y la pérdida de potencia será: PCK
0,1807
r 0,1807 U 0,8U C 2 DMG 0,721
8,14 5544
69,28 0,8 68,67 2 1.975(kW / km fase )
Las pérdidas totales serán PC 3 PCK l 3 1,975 95 562,9(kW )
7.5. CIRCUITO EQUIVALENTE MONOFÁSICO En un circuito eléctrico, los generadores, cualquiera sea su conexión, pueden representarse por una conexión estrella equivalente, para lo cual se puede definir una f.e.m. al neutro para cada fase. Igualmente las cargas equilibradas cualquiera sea su conexión, pueden representarse por una carga equivalente conectada en estrella. Por tanto un sistema trifásico equilibrado puede reducirse al estudio de un sistema monofásico formado por cualquiera de las fases y por un conductor neutro sin impedancia. En general cada fase de una línea de transmisión comprende resistencia efectiva y reactancia inductiva en serie y resistencia de aislamiento y reactancia capacitiva al neutro en paralelo; estos parámetros están distribuidos a lo largo de la línea
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En las líneas de transmisión aéreas la resistencia de aislamiento generalmente se considera de valor infinito, por tanto no se la considera en los cálculos eléctricos porque no tiene mayor incidencia.
7.6. CLASIFICACIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN La importancia de la corriente capacitiva de una línea de transmisión en relación con la corriente que toma la carga conectada, depende de la longitud de la línea y del voltaje de transmisión. En las líneas de no más de 80 kms de longitud y voltajes no mayores a 40 kV, la capacitancia puede generalmente despreciarse. Estas líneas de las clasifica como LINEAS CORTAS En las líneas de longitud comprendida entre 80 y 250 kms y de voltajes no mayores a 220 kV aproximadamente, la capacitancia puede considerarse concentrada en uno o dos puntos de la línea. Estas líneas se las clasifica como LINEAS MEDIAS. En las líneas de más de 250 kms y voltajes mayores a 220 kV, es necesario considerar las constantes distribuidas a lo largo de la línea. Estas líneas están clasificadas como LINEAS LARGAS Esta clasificación simplemente nos permite tener un elemento de juicio para poder modelar a una línea de transmisión.
7.7. LINEAS DE TRANSMISIÓN CORTAS Suponiendo una línea de transmisión trifásica simétrica en la que se desprecia la capacitancia.
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Cada fase puede resolverse independientemente y la simetría de la red hace que las magnitudes de todos los voltajes y corrientes sean iguales a todas las fases. El circuito trifásico equilibrado puede representarse mediante un circuito monofásico de fase a neutro.
VG = Voltaje de fase en el extremo generador (al inicio de la línea) VR = Voltaje de fase en el extremo receptor (al final de la línea) IG = Corriente de línea en el extremo generador IR = Corriente de línea en el extremo receptor En este caso I G = IR La tensión en el extremo transmisor será:
VG VR I R Z Donde:
Z R j X L
Luego:
VG VR R I R jX L I R
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VG jXL IR
VR R.IR
IR Problema: Una línea de 30 kms alimenta a 24.900 V a una carga balanceada de 1200 kW. Encontrar el voltaje en el extremo emisor cuando el factor de potencia es de a) 0,8 (-) b) 1,0 . La línea trifásica de 50 Hz de un solo circuito está formado por conductores ACSR Nº 2/0 AWG, dispuestos en un triángulo equilátero de 1,20 m entre centros.
7.8. LINEAS DE TRANSMISIÓN MEDIAS En los cálculos de Líneas Medias, por lo general se incluye en el análisis la capacitancia pura al neutro. Se tiene una buena aproximación si se representa la línea mediante un circuito equivalente monofásico en el que la capacitancia al neutro de una fase se considera concentrada en uno o dos puntos. Si la capacitancia se supone concentrada en el punto medio del circuito que representa a la línea se dice que es un circuito T nominal Si se supone que la capacitancia está dividida en dos partes iguales en los extremos de la línea se dice que el circuito es π nominal
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CIRCUITO “ T” NOMINAL R/2 + j XL/2 = Z/2
R/2 + j XL/2 = Z/2
IG
IR
-jXC =
VR
VG IC
CIRCUITO “T” NOMINAL
LCK:
IG I R I C
pero IC VCY
I G I R VR
VC VR
Z Z I R Y I R VRY I RY 2 2
IG VRY I R 1
LVK:
;
Z Y 2
VG VR I R
Z Z IG 2 2
VG VR I R
Z
VG VR I R
Z
Z Z VRY I R 1 Y 2 2 2
2
VRY
Z 2
IR
Z 2
IR
Z 2Y YZ VG VR 1 I R Z 2 4
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Z 2Y 4
Z IR 2
ZR
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CIRCUITO “π” NOMINAL
R + j XL = Z
IG
IR
IS -j2XC = 2/Y
VR
- 2XC = 2/Y
VG I ’C
ZR
I” C CIRCUITO “π” NOMINAL
LVK:
VG VR I S Z
pero
VG VR I R VR
VG VR 1
LCK:
Y 2
Y Z 2
YZ IR Z 2
Y 2 Y Y Y YZ Y VG I R VR VR 1 I R Z IR VR 2 2 2 2 2
IG IC' I S IG
I S I R I C" I R VR
pero IC' VG
Y 2 Z ZY I R 1 I G VR Y 4 2 Donde
IR
P 3 VR cos R
7.9. LINEAS DE TRANSMISIÓN LARGAS Para una mejor representación de una línea de transmisión larga, se debe considerar la longitud incremental de la línea y tomar en cuenta el efecto exacto de la capacitancia distribuida y su relación con la impedancia de la línea.
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Para mayor exactitud, se debe tomar teóricamente un número infinito de segmentos de línea para lo cual se requiere de una solución de ecuaciones diferenciales. Una representación infinitesimal de una sección de una línea de transmisión es: I
r dl
+ dI
j xL dl I
dI
V
r a/dl
- xc/dl
dV
r = Resistencia efectiva por unidad de longitud (Ω/km) xL = Reactancia inductiva por unidad de longitud (Ω/km) z = r + j x L = Impedancia en ser ie por unidad de longitud (Ω/km) r a = Resistencia de aislamiento por unidad de longitud (Ω -km) xC = Reactancia capacitiva por unidad de longitud (Ω -km) zC = 1/y = Impedancia en paralelo por unidad de longitud (Ω -km) y = Admitancia en paralelo por unidad de longitud (S/km) dl = Longitud del tramo diferencial de línea z dl = Impedancia en serie del tramo de línea de longitud dl ( Ω) y dl = Admitancia en paralelo del tramo de línea de longitud dl (S) I
+ d I
z dl
+
+ d I V
d V
y dl
I
-
+
V
- d V
-
-
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Del circuito: dV Iz dl dI V y dl
dV I z dl dI V y dl
Derivando (A) y (B) respecto a l d 2V dl
d 2I dl
2
(B )
dI z dl
(C )
dV y dl
(D )
2
( A )
Sustituyendo (B) en (C) y (A) en (D) d 2V dl 2 d
2
I
dl 2
Vzy
(E ) Ec. Diferenciales lineales homogéneas
Iz y
(F )
De la ecuación (E) se nota que la derivada segunda de la función V es igual a la misma función multiplicada por una constante (zy), y la función que tiene esa propiedad es la exponencial Vke
ml
donde k y m son constantes
Entonces dV dl
k m e ml m V
d 2V dl
2
k m 2 e ml m 2 V
Sustituyendo en (E) m2 V V z y
de donde
m zy
Entonces V k1 e
zy l
k2 e Según las relaciones de Euler
zy l
(
G
e x e x cosh x 2 e x e x senh x 2
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Sumando
e x cosh x senh x
Restando
e x cosh x senh x
Sustituyendo en la ecuación (G) V
k1 cosh zy l senh zy l k 2 cosh zy l senh zy l
Ordenando y factorizando V
( k1 k 2 ) cosh zy l ( k1 k 2 ) senh zy l
(H )
Derivando respecto a l dV ( k1 k 2 ) zy senh zy l ( k1 k 2 ) zy cosh zy l dl
Pero de (A) dV dl 1
k
Iz
por tanto
I
1 dV
z dl
k 2 zy senh zy l k1 k 2 zy cosh zy l
I
I
y y cosh zy l senh zy l k1 k2 k1 k2 z z
z
1
(J )
Las constantes k 1 y k2 se pueden obtener con las siguientes condiciones: Si l = 0 entonces
= IR y V = VR I
senh(0) = 0 cosh(0) = 1
Sustituyendo en (H) y (J) VR
IR
k1 k 2
( k1 k 2 )
y z
es decir ( k1 k 2 ) I R
Sustituyendo a su vez en las ecuaciones (H) y (J)
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z y
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V
I
VR cosh zy l I R
VR
z y
senh zy l (M)
y senh zy l I R cosh zy l z
Estas ecuaciones nos permiten obtener el voltaje y la corriente en un punto cualquiera de la línea a una distancia l del extremo receptor.
Si l = L = Longitud total de la línea V = VG I = IG Además Z = z L = Impedancia total de la línea en serie Y = y L = Admitancia total de la línea en paralelo z.y L z.y .L2 z.L.y.L Z.Y z y
z.L Z y .L Y
El término ZY se llama Constante de Propagación (es adimensional y en general un número complejo) j
α = Constante de atenuación β = Constante de fase α afecta únicamente a la magnitud del voltaje y de la corriente β produce una variación del ángulo de fase
Z ZC se llama Impedancia Característica o Natural Y de la línea. La Impedancia característica es la relación entre el voltaje y corriente en Por otro lado el término
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todos los puntos de una línea de longitud infinita, relación que tiene un valor constante a lo largo de la transmisión. Cuando una línea trabaja sobre su impedancia característica, la relación entre el voltaje y la corriente es constante e igual a Z C en todos los puntos de aquella. En una línea aérea la impedancia característica toma valores alrededor de 400 Ω, y en una l ínea subterránea es una décima parte. Si se desprecia la resistencia en serie de la línea (lo que es cierto para líneas de alto voltaje) y se considera infinita la resistencia de aislamiento ZC
Z Y
jX L 1 j 2 X L X C 2 .f .L. 1 2 .f .C jX C L C
ZC
Se llama Potencia Característica o natural de una línea P C, a la potencia que corresponde a la impedancia característica U2 (MW ) PC ZC donde U es la tensión de servicio en el extremo receptor y medido en kV. Una línea que transmita su potencia natural, supone las condiciones óptimas de trabajo en el transporte; la línea trabajará con factor de potencia constante en todos sus puntos.
Las potencias características aproximadas para distintos voltajes serían (tomando Z
= 400 Ω) VOLTAJE DE SERVICIO (kV)
POTENCIA CARACTERÍSTICA PC (MW)
6,9 10 24,9 34,5 44 69 115 230 380 400 500
0,12 0,25 1,55 2,97 4,84 11,90 33,06 132,25 361,00 * 400,00 * 625,00 *
* Tensiones que no existen en Bolivia
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C
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Las ecuaciones (M) pueden entonces escribirse VG
IG
Z senh ZY Y
VR cosh ZY I R
(N)
Y senh ZY I R cosh ZY Z
VR
Si se utiliza las relaciones de series de funciones hiperbólicas (fórmula de MacLaurin). x2 x4 x6 cosh( x ) 1 ....... 2! 4! 6! x3 x5 x7 senh( x ) x ....... 3! 5! 7! Estas series son rápidamente convergentes, por tanto se pueden tomar solo algunos términos, que según la longitud de la línea pueden ser: LONGITUD DE LA LINEA (km) Hasta 60 Hasta 150 Hasta 400
TERMINOS DE LA SERIE Basta con el primero Basta con los dos primeros Basta con los tres primeros
Si se toman dos términos, se tendría: ZY cosh ZY 1 2 Z senh ZY Y
Z ZY Y
3 ZY ZY Z 1 3! 6
Y Y ZY senh ZY Z Z
3 ZY ZY Y 1 3! 6
Sustituyendo en las ecuaciones (N) VG
IG
ZY ZY VR 1 I R Z 1 2 6 ZY ZY VR Y 1 I R 1 6 2
(P)
Estas dos ecuaciones son muy parecidas a las que corresponden a los modelos “π” y “T”, que corresponden a una línea Media, y pueden ser utilizadas para líneas no muy largas
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Si el valor real de ZY (constante de propagación) es:
Valor Real de cons tante de propagación
Términos a considerar
Menor a 0,1
1
Entre 0,1 y 0,5
2
Mayor a 0,5
3
senh
ZY
cosh ZY
Tipo de línea
1
Corta
ZY 2
Media
ZY
ZY ZY
ZY 6
ZY 6
3
3
1
ZY 120
ZY ZY 1 2 24
5
2
Larga
Un resumen de las expresiones que corresponden a los parámetros de un cuadripolo en los distintos modelos es:
VG AVR BIR IG CVR DIR
LINEA
CORTA
MEDIA
PARAMETRO
LARGA
T
PI
ZY 2
ZY 2
ZY 2
A
1
B
Z
ZY Z 1 4
Z
ZY Z 1 6
C
0
Y
ZY Y 1 4
D
1
ZY Y 1 6 ZY 1 2
1
1
ZY 2
120
1
1
ZY 2
1
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Ejercicio Una línea de transmisión de 230 kV de un circuito trifásico de un circuito de 380 km de longitud y frecuencia de 50 Hz. Si la línea tiene los siguientes parámetros eléctricos Resistencia efectiva por fase a 50 ºC ...................... r = 0,0435 Ω/km Reactancia inductiva por fase ................................. x L = 0,435 Ω/km Reactancia capacitiva por fase …………………… x C = 0,268 M Ω-km Determinar la constante de propagación, la impedancia y potencia característica, y las ecuaciones de la línea. Solución:
R r . L 0,0435 .380 16,53
( )
X L x L . L 0,435.380 165,3 XC
xC
( )
0,268 10 6
705,26 ( ) 380 L Z R jX L 16,53 j165,3 166,1284,3º () 1 1 Y j j j 0,001418 1418 10 6 90º XC 705,26
(S )
ZY 166,1284,3º 1418 x10 6 90º 0,2355 174,3º 0,485387,15º
0,02413 j 0,4847
ZC P
U2
ZC
166,1284,5º Z 342,27 2,75º Y 1418 10 6 90 º
230 2 342,27
154,56
( )
(MW )
Consideramos las ecuaciones (P), en las cuales hallamos sus coeficientes ZY ZY VG VR 1 I R Z 1 2 6 IG
ZY ZY VR Y 1 I R 1 6 2
7.10. CAIDA DE VOLTAJE Y REGULACIÓN Si
VG = Voltaje de fase en el extremo transmisor (generador) VR =Voltaje de fase en el extremo receptor (carga) VR0 =Voltaje de fase en el extremo receptor en vacío (sin carga)
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VR
I
VG
V %
VG VR VG
100
(%)
Caída de voltaje
Cabe aclarar que la caída de voltaje se determina por la diferencia de los módulos de los voltajes de generación y recepción. VR0
I=0
VG Re g %
VRO VR VR
100
(%)
Regulación
VRO = Voltaje al final de la línea en vacío En una línea corta, no existe el efecto capacitivo entonces V Re g %
VG VR VR
122
100
(%)
RO
= VG
