3. Diseño Electromecánico-V6

8/16/2019 3. Diseño Electromecánico-V6

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Diseño de la línea de transmisión a 500 kV

Colcabamba – Poroma - Yarabamba -

Montalvo

Contrato No. PE – MAMO- 00004-Z001

PE-MAMO-00004-L-00-D0102

Informe de diseño ElectromecánicoRev.06

Bogotá D.C. abril de 2015

ro!ecto 112"

APROBADOPARA CONSTRUCCIÓN

tu oría Colombiana S.A.Cons l


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Proyecto Línea de Transmisión a 500 kV Colcabamba – Poroma – Yarabamba – Montalvo y subestaciones asociadas.INFORME DE DISEÑO ELECTROMECÁNICO - REV 06

ÍNDICE DE MODIFICACIONES

Índice de

Revisión

Sección

Modificada

Fecha

Modificación

Observaciones

0 01-2014 Versión original

1 03-2014Selección de

conductor/Aislamiento

2 03-2014Selección de

conductor/Aislamiento

3 07-2014Ajuste de documento de

acuerdo con validación delCOES al EPO

4 08-2014 Ajustes al documento porcomentarios de ISA.

5 02-2015 Modificación cabeza estructuracotas por encima de 3000

msnm6 04-2015 Espesor de capa de hielo

REVISIÓN Y APROBACIÓN

Número de revisión 06Responsable por elaboración Nombre Heytel Davila A.

FirmaResponsable por revisión Nombre Álvaro Chávarro Leal

FirmaResponsable por aprobación Nombre Álvaro Chávarro Leal

FirmaFecha Abril-2015


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PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA DEL PERÚ S.A.C.

Proyecto Línea de Transmisión a 500 kV Colcabamba – Poroma – Yarabamba – Montalvo ysubestaciones asociadas

INFORME DE DISEÑO ELECTROMECÁNICOTABLA DE CONTENIDO

Pág

1. INTRODUCCIÓN 1 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 2 3. DOCUMENTACIÓN DE REFERENCIA 6 4. PARÁMETROS METEOROLÓGICOS DE DISEÑO 7

4.1 ANALISIS DE DENSIDAD DE DESCARGAS A TIERRA 8 4.2 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL ESPESOR DE HIELO 10

4.2.1 Descripción del Modelo probabilístico 10 4.3 APLICACIÓN DEL MODELO PROBABILÍSTICO 11

5. SELECCIÓN DE CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA 14 5.1 SELECCIÓN DE CONDUCTOR 15

5.1.1 Capacidad de transmisión 15 5.1.2 Pérdidas Joule 20 5.1.3 Gradiente crítico, Máximo gradiente superficial, ruido audible y radio interferencia 22 5.1.4 Campo eléctrico y densidad de flujo magnético 45 5.1.5 Conclusiones selección de conductor 51

5.2 SELECCIÓN DE CABLE DE GUARDA 52 Resultados selección de cable de guarda 57

6. SELECCIÓN Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 59 6.1 FACTORES METEOROLÓGICOS DE CORRECCIÓN DE AISLAMIENTO 59 6.2 AISLAMIENTO A FRECUENCIA INDUSTRIAL 61

6.2.1 Aislamiento contra sobretensiones a frecuencia industrial 61

6.2.2 Aislamiento por contaminación 63 6.3 AISLAMIENTO CONTRA SOBRETENSIONES POR MANIOBRA 65 6.4 AISLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS 75 6.5 DISTANCIAS DE AISLAMIENTO Y LONGITUD DE CADENA DE AISLADORES 79

7. DIMENSIONAMIENTO ELÉCTRICO DE LAS ESTRUCTURAS 82 8. DEFINICIÓN DE FAMILIAS DE ESTRUCTURAS 84

ANEXOS

ANEXO A CALCULO DE DENSIDAD DE DESCARGAS A TIERRA – DDTANEXO B CALCULO DE AMPACIDADES CONDUCTORESANEXO C ESQUEMAS CABEZAS DE ESTRUCTURAS


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INFORME DE DISEÑO ELECTROMECÁNICOLISTA DE TABLAS

Tabla 2.1 Características técnicas principales del proyecto 2 Tabla 4.1 Parámetros meteorológicos y ambientales según CNE 7 Tabla 4.2 Resumen Temperatura y Humedad según reportes 7 Tabla 4.3 Constantes de la Distribución Gumbel 10 Tabla 4.4 Resumen de variables meteorológicas por tramo de línea 13 Tabla 5.1 Criterios para selección del conductor 14 Tabla 5.2 Características principales conductores tipo ACAR línea a 500 kV (haz de 4

subconductores) 18 Tabla 5.3 Capacidad de transmisión Enlaces a 220 kV (zona hasta 3000 msnm) – haz de 4

subconductores 20 Tabla 5.4 Pérdidas de potencia nominal por línea/circuito 21 Tabla 5.5 Pérdidas Joule LT Colcabamba – Poroma – Yarabamba – Montalvo 21 Tabla 5.6 Disponibilidad de aumento de longitud por pérdidas 22 Tabla 5.7 Pérdidas Joule Enlace Colcabamba – Campo Armiño 22 Tabla 5.8 Cálculo de la densidad relativa del aire 24 Tabla 5.9 Cálculo de gradiente crítico 25 Tabla 5.10 Resultados gradiente crítico (90%Ec) 26 Tabla 5.11 Comparación gradiente crítico (Ec) y gradiente máximo superficial (Emax) 31 Tabla 5.12 Tabla C1 – Estándares Nacionales de Calidad Ambiental para Ruido 39 Tabla 5.13 Resumen de alternativas de selección de conductor y criterio 51 Tabla 5.14 Características Técnicas conductores ACAR líneas a 500 kV 52 Tabla 5.15 Características Técnicas conductores ACAR líneas a 220 kV 52 Tabla 5.16 Nivel de corto circuito asociadas a las subestaciones de las líneas [kA] 52

Tabla 5.17 Capacidad térmica de cales de guarda tipo OPGW [kA2s] 57 Tabla 5.18 Capacidad de corriente de corto circuito cables de guarda 58 Tabla 6.1 Distribución de longitud de las líneas por sector altitudinal 61 Tabla 6.2 Características L/T a 500 kV por circuito 62 Tabla 6.3 Sobretensión a frecuencia industrial de la LT a 220 kV 63 Tabla 6.4 Norma IEC 60815: TABLA I 64 Tabla 6.5 Norma IEC 60815: TABLA II 64 Tabla 6.6 Zonas de contaminación por nivel altitudinal 64 Tabla 6.7 Distancias de fuga por tramo de línea 65 Tabla 6.8 Sobretensión por maniobra L/T a 220 kV 75 Tabla 6.9 Número total de salidas por 100 km-año 77 Tabla 6.10 Distancias fase-tierra para sobretensiones por maniobra austadas 79 Tabla 6.11 Distancias aislamiento por sobretensiones 80

Tabla 6.12 Distancia de fuga cadena de aisladores 80 Tabla 6.13 Verificación del BIL de la cadena de aisladores 80 Tabla 6.14 Longitud de la cadena de aisladores 81 Tabla 6.15 Especificaciones básicas de cadenas de aisladores poliméricos 81 Tabla 7.1 Ángulos de balanceo 83


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INFORME DE DISEÑO ELECTROMECÁNICOLISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 Unifilar del proyecto 3 Figura 2.2 Ubicación del Proyecto – Tramo Colcabamba – Poroma 4 Figura 2.3 Ubicación del Proyecto – Tramo Poroma – Yarabamba 4 Figura 2.4 Ubicación del Proyecto – Tramo Yarabamba – Montalvo 5 Figura 4.1 Densidad de descargas a tierra desde el año 2009 hasta el año 2010 8 Figura 4.2 Perfil de terreno vs perfil de DDT a lo largo del eje de la línea 9 Figura 5.1 Flechas y tensiones conductor ACAR 1000 kCM (18/19). Zona entre 4000 y 4500 msnm

19 Figura 5.2 Gradienmte máximo superficial para configuración estructura 0-2000 msnm 28 Figura 5.3 Gradienmte máximo superficial para configuración estructura 2000-3000 msnm 28 Figura 5.4 Gradienmte máximo superficial para configuración estructura 3000-4000 msnm 29 Figura 5.5 Gradienmte máximo superficial para configuración estructura 4000-4500 msnm 29 Figura 5.6 Gradienmte máximo superficial para configuración estructura 0-3000 msnm – conexión a

220 kV S/E Colcabamba 30 Figura 5.7 Gradienmte máximo superficial para configuración estructura 0-3000 msnm – conexión a

220 kV S/E Socabaya 30 Figura 5.8 Distancia directa entre conductor y punto de medida 33 Figura 5.9 Radio Interferencia 500 kV CS para configuración estructura 0-2000 msnm 34 Figura 5.10 Radio Interferencia 500 kV CS para configuración estructura 2000-3000 msnm 35 Figura 5.11 Radio Interferencia 500 kV CS para configuración estructura 3000-4000 msnm 35 Figura 5.12 Radio Interferencia 500 kV CS para configuración estructura 4000-4500 msnm 36 Figura 5.13 Radio Interferencia 220 kV CS para 0-3000 msnm 37 Figura 5.14 Radio Interferencia 220 kV CD para 0-3000 msnm 38

Figura 5.15 Ruido Audible 500 kV CS Sector 0 – 2000 – Conductor ACAR 800 40 Figura 5.16 Ruido Audible 500 kV CS Sector 2000 – 3000 – Conductor ACAR 800 41 Figura 5.17 Ruido Audible 500 kV CS Sector 3000 – 4000 – Conductor ACAR 900 42 Figura 5.18 Ruido Audible 500 kV CS Sector 4000 – 4500 – Conductor ACAR 1000 43 Figura 5.19 Ruido Audible 220 kV CS para 0-3000 msnm 44 Figura 5.20 Ruido Audible 220 kV CD para 0-3000 msnm 45 Figura 5.21 Campo eléctrico línea a 500 kV circuito sencillo - Configuración FLAT 46 Figura 5.22 Densidad de flujo magnético línea a 500 kV circuito sencillo – Configuración FLAT 47 Figura 5.23 Campo eléctrico línea a 500 kV circuito sencillo - Configuración Delta hasta 4000 msnm

47 Figura 5.24 Densidad de flujo magnético línea a 500 kV circuito sencillo – Configuración Delta

hasta 4000 msnm 48 Figura 5.25 Campo eléctrico línea a 220 kV circuito sencillo – Configuración Delta hasta 4500

msnm 48 Figura 5.26 Densidad de flujo magnético línea a 500 kV circuito sencillo – Configuración Deltahasta 4500 msnm 49

Figura 5.27 Campo eléctrico línea a 220 kV circuito sencillo – Configuración Delta hasta 3000msnm 49

Figura 5.28 Densidad de flujo magnético línea a 220 kV circuito sencillo – Configuración delta hasta3000 msnm 50

Figura 5.29 Campo eléctrico línea a 220 kV circuito doble vertical 50 Figura 5.30 Densidad de flujo magnético línea a 220 kV circuito doble vertical 51


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Figura 5.31 Distribución de corriente de cortocircuito a lo largo de las líneas de 500 kV 54 Figura 5.32 Distribución de corriente de cortocircuito a lo largo de las líneas de 220 kV 54 Figura 5.33 Corriente de corto circuito sobre el cable de guarda para fallas a 1 km S/E 220 kV 55 Figura 5.34 Corriente de corto circuito sobre el cable de guarda para fallas a 1 km S/E 500 kV 56 Figura 8.1 Dimensionamiento eléctrico para línea a 500 kV circuito sencillo – Zona costera hasta

2000 msnm 84 Figura 8.2 Dimensionamiento eléctrico para línea a 500 kV circuito sencillo – Zona sierra entre2000 hasta 3000 msnm 85

Figura 8.3 Dimensionamiento eléctrico para línea a 500 kV circuito sencillo – Zona sierra entre3000 hasta 4500 msnm 85

Figura 8.4 Dimensionamiento eléctrico para línea a 220 kV circuito sencillo 86 Figura 8.5 Dimensionamiento eléctrico para línea a 220 kV circuito doble 87


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1. INTRODUCCIÓN

El presente informe de criterios de diseño electromecánico hace parte del alcance de los trabajos arealizar por CONSULTORIA COLOMBIA S.A. para el Diseño y control de la obra de la Línea deTransmisión a 500 kV Colcabamba – Poroma – Yarabamba – Montalvo.

En el capítulo 2 se presenta la descripción del proyecto, según se plantea en el documento deespecificaciones técnicas de ISA, para el Diseño y Control de Obra de la Línea de Transmisión a500 kV Colcabamba –Poroma – Yarabamba – Montalvo y subestaciones asociadas.

En el capítulo 3 se presenta la documentación de referencia a utilizar para la realización de losdiseños y en el capítulo 4 se presentan los parámetros meteorológicos definidos y a considerar enel diseño.

En el capítulo 5 se presentan los resultados de la selección de conductor de fases y cable deguarda. En el capítulo 6 se presentan los resultados del diseño de aislamiento a frecuenciaindustrial, contra sobretensiones por maniobra y contra descargas atmosféricas.

En el capítulo 7 se presenta el dimensionamiento de las estructuras en cuanto a distancias deaislamiento en aire, longitud cadena de aisladores, ángulos de balanceo y resistenciaelectromecánica de aisladores y finalmente en el capítulo 8 se presenta la definición de la familiade estructuras del proyecto.


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2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTOLas características técnicas principales del proyecto presentan en la Tabla 2.1, El unifilar delproyecto se presenta en la Figura 2.1.

Tabla 2.1 Características técnicas principales del proyecto

Línea de transmisión 500 kV Colcabamba – Poroma, Poroma – Yarabamba yYarabamba – Montalvo

Potencia de

Diseño

1400 MVA: Tramo Colcabamba – Poroma, Poroma – Yarabamba yYarabamba – Montalvo

1000 MVA: Enlace Colcabamba– Campo Armiño.

600 MVA: Yarabamba – Socabaya

Nivel de

tensión

500 kV: Tramo Colcabamba – Poroma, Tramo Poroma – Yarabamba,Tramo Yarabamba – Montalvo.

220 kV: Enlace Colcabamba – Campo Armiño

Enlace Yarabamba – Socabaya

Número deCircuitos y

Disposición de

Fases

Circuito Sencillo Horizontal hasta 3000 msnm y Circuito SencilloTriangular entre 3000 y 4500 msnm: Líneas a 500 kV

Colcabamba – Poroma, Poroma – Yarabamba y Yarabamba – Montalvo.

Circuito Sencillo Triangular: Enlace 220 kV Colcabamba– Campo

Armiño.

Doble Circuito Vertical: Enlace 220 kV Yarabamba - Socabaya

FrecuenciaEléctrica

60Hz

Longitudaproximada

Tramo Colcabamba – Poroma: 359 kmPoroma–Yarabamba: 450 km

Yarabamba – Montalvo: 101 km

Enlace Colcabamba– Campo Armiño: 2 kmEnlace Yarabamba – Socabaya: 6 km

Nivel decontaminación

(*)

Alto (31 mm/kV):Tramo Poroma – Yarabamba y últimos 17 km del Tramo Colcabamba –

Poroma.

Medio (20 mm/kV):

Tramo Colcabamba – Poroma

Tramo Yarabamba – MontalvoEnlace Colcabamba– Campo Armiño

Enlace Yarabamba – Socabaya

Conductor defases

Conductores tipo ACAR (Conductor de aluminio con alma de aleación

de aluminio), con calibres que permitan transportar el flujo máximo de

potencia dentro de los límites de pérdidas totales exigidos.


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Línea de transmisión 500 kV Colcabamba – Poroma, Poroma – Yarabamba yYarabamba – Montalvo

Cable de

guarda

Líneas a 500 kV: 1 OPGW y un cable de guarda convencional.

OPGW de al menos 24 fibras ópticas Monomodo ITU-T.G652, (I2t: 77kA

2s).

Cable convencional: Acero galvanizado 7/16” EHS (El cable AW 7 No8 se utilizará para zonas de alta contaminación).

Enlaces a 220 kV: 2 OPGW

Aisladores Aisladores poliméricos

Tipo de

Estructura

Estructuras en celosía de acero galvanizado para:

Circuito sencillo horizontal a 500 kV.Circuito sencillo triangular a 500 kV.

Circuito sencillo triangular a 220 kV.Doble circuito vertical a 220 kV.

Puestas a Tierra Se definirá el diseño dependiendo de la resistividad del terreno.

Zona de

servidumbreTramos a 500 kV: 64 m, Tramos a 220 kV: 25 m

Fuente: ISAFigura 2.1 Unifilar del proyecto


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En la Figura 2.2, la Figura 2.3 y la Figura 2.4 se presentan las rutas de línea del proyecto, quecruzan las regiones de Huancavelica, Ayacucho, Ica, Arequipa y Moquegua.

Figura 2.2 Ubicación del Proyecto – Tramo Colcabamba – Poroma

Figura 2.3 Ubicación del Proyecto – Tramo Poroma – Yarabamba


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5

Figura 2.4 Ubicación del Proyecto – Tramo Yarabamba – Montalvo


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3. DOCUMENTACIÓN DE REFERENCIA

Para la ejecución de los cálculos para el diseño electromecánico de las líneas de transmisiónasociadas al proyecto de la referencia se tendrá en cuenta la siguiente documentación técnica ynormas nacionales e internacionales.

• Contrato de Concesión SGT LT Colcabamba - Poroma - Yarabamba - Montalvo a 500 kV.• Documento PE-MAMO-PRSE-D003 Especificaciones Técnicas “Línea de transmisión 500 kV

Colcabamba - Poroma - Yarabamba - Montalvo y Subestaciones asociadas”, elaborado porISA.

• Código Nacional de Electricidad Suministro - 2011• Código Nacional de Electricidad Utilización – 2006• Procedimiento N°20: Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN, 2013• Procedimiento para supervisión y fiscalización del performance de los sistemas de transmisión

(Resolución Nº 091-2006-0S/CD incluida la modificatoria Nº 656-2006-0S/CD)• 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 diseño y fabricación de aisladores de vidrio y aisladores poliméricos.• Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta Definitiva de la Actualización del Plan de Transmisión

2013 - 2022


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4. PARÁMETROS METEOROLÓGICOS DE DISEÑO

Los parámetros meteorológicos que intervienen en el diseño mecánico y estructural de las líneasde transmisión son la temperatura (ambiente), el espesor de hielo sobre los conductores (si aplica)y la velocidad de viento. Estos parámetros meteorológicos se obtienen del Código Nacional de

Electricidad Suministro - Parte 2 “REGLAS DE SEGURIDAD PARA LA INSTALACIÓN YMANTENIMIENTO DE LÍNEAS AÉREAS DE SUMINISTRO ELÉCTRICO Y COMUNICACIONES”,los cuales se presentan en la Tabla 4.1.

Tabla 4.1 Parámetros meteorológicos y ambientales según CNE

Parámetro Unidad

Valor por sector de cota sobre el niveldel mar

4001 -4500msnm

3000 – 4000msnm


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• Analisis de descargas a tierra. Se realizo un análisis de descargas a tierra a lo largo del eje dela linea, del cual se presenta un resumen de los resultados en la siguiente sección y comocomplemento a este informe se anexo dicho estudio.

• Analisis de espesor de hielo. En las secciones siguientes se presenta el análisis para obtenerel espesor de hielo máximo en la zona entre 4000 y 4500 msnm menor al indicado en el CNE,

el cual se debe someter a aprobación por parte del MEM4.1 ANALISIS DE DENSIDAD DE DESCARGAS A TIERRA

Para el cálculo de la DDT se utiliza la WWLLN1, cuya cadena de datos proporciona los parámetrosde tiempo, latitud y longitud. Inicialmente se realiza el procesamiento de la información que permitaen lapsos de tiempo y espacio definidos, encontrar dicho parámetro, el cual se realizará en funciónde la trayectoria de la línea, tal como se presenta en la Figura 4.1.

Figura 4.1 Densidad de descargas a tierra desde el año 2009 hasta el año 2010

A partir de la Figura 4.1 se puede definir el nivel de DDT a lo largo de la línea y distribuido poraltitud tal como se presenta en la Figura 4.2. En el anexo A se muestra el detalle del cálculo delparámetro DDT para la zona de influencia del proyecto.

1 Red mundial de localización de rayos WWLLN – World Wide Lightning Location Network, la cual cuenta conaproximadamente 60 sensores instalados alrededor del mundo.


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Colcabamba – Poroma: 3 rayos/km2Poroma – Yarabamba: 0.3 rayos/km2Yarabamba – Montalvo: 0.5 rayos/km2

Figura 4.2 Perfil de terreno vs perfil de DDT a lo largo del eje de la línea


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4.2 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL ESPESOR DE HIELO

4.2.1 Descripción del Modelo probabilístico

Los parámetros meteorológicos que intervienen en el diseño mecánico y estructural de las líneas

de transmisión son la temperatura (ambiente), la velocidad de viento y el espesor y densidad delhielo que se acumula sobre los conductores.

Los valores extremos de estas variables han demostrado que sus valores máximos siguen unadistribución de valores extremos Tipo I o de Gumbel2 .

La función de distribución de probabilidad acumulada de una función extrema tipo I está dada por:

)(

)( µ α −−=Φ

xee x

En donde:

α µ 2

C X −= , es la moda y

x

C σ

α 1=

Siendo:

: X El valor medio de la variable X

: xσ La desviación estándar de X

Los valores de C1 y C2 dependen del tamaño de la muestra y están dados para distintos númerosde años de registros históricos, tal como se presenta en la Tabla 4.3

Tabla 4.3 Constantes de la Distribución Gumbel

Años deRegistros

C1 C2 C3 = C2/C1

>= 30 1.282 0.577 0.45030 1.112 0.536 0.48220 1.063 0.524 0.49310 0.950 0.495 0.521

Nota: Los valores de las constantes para años intermedios se pueden interpolar

A partir de esta función de distribución de probabilidad es posible determinar un valor de X(variable en estudio) para una probabilidad de ser excedida o en su defecto para un periodo deretorno específico (T = 1/(1-F(X) = 1/ p(X)), de la siguiente manera3 :

−−−+−=T C C

C X X

11lnln

11

2 σ σ

2 Norma IEC-826, Anexo B, página 1953 Norma IEC-826 Anexo B, página 189


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Dónde:

X: Variable a determinar con una probabilidad de ser excedido en un año entre 2.0% y 0.2%equivalente a un periodo de retorno entre 50 y 500 años

T: Periodo de retorno entre 50 y 500 años

X : Valor medio de la variable X

C1 y C2: Contantes de la distribución Gumbel para N años de registro

4.3 APLICACIÓN DEL MODELO PROBABILÍSTICO

La aplicación de modelo probabilístico se realiza para determinar el peso de la capa de hielo quese acumula sobre los conductores y específicamente sobre el espesor de la capa de hielo.

Teniendo en cuenta que no se cuenta con información histórica de espesor de la capa de hielo enla zona del proyecto, para la aplicación del modelo se adoptan los siguientes parámetros:

• El valor de espesor de hielo máximo (probabilidad igual al 100% de tener un espesor menor oigual al valor máximo o probabilidad del 0.00% de ser excedido el valor de espesor de hielomáximo) es el valor definido por el CNE para cada zona actitudinal, es decir 25 mm para lazona entre 4000 y 4500 msnm y 50 mm para la zona por encima de 4500 msnm

• El coeficiente de variación (COV) del espesor del hielo se toma igual al 20%. De acuerdo conIEC 60826 y el CIGRE los valores por defecto para determinar los factores de carga de hielo sebasan sobre un COV de hasta el 30% para el espesor del hielo y hasta un 65% para ladensidad del hielo.4

• Las constantes de la distribución Gumbel (C1 y C2) se toman para más de 30 años de registrode información.

• El periodo de retorno (T) de 500 años, equivalente a un nivel de confiabilidad 3 según IEC60826 o en su defecto una probabilidad del 0.2% de ser excedida en un año.

• Para un periodo de retorno de 500 años y un COV del 20%, la relación X

X es igual a 1.88.5

Iterando el valor de X en la función de distribución de probabilidad acumulada de una función

extrema tipo I ()(

)( µ α −−=Φ

xee x ) para obtener una probabilidad de ser excedido igual a 0.00%

para X igual al valor de espesor máximo se obtienen los siguientes valores de X (Xbarra ):

4 CIGRE SC B2 WG 06, Sección III, página 14 de 1435 Norma IEC-826 Anexo B, Tabla B1


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Parámetro Zona 4000 – 4500msnmp(X) 0.00%F(X) 1.000α 7.01

X = Espesor dehielo máximo (cm) 2.5

µ 0.83Xbarra 0.91COV 20%

σ = COV x Xbarra 0.183

Conocido el valor de X , se encuentra el espesor de hielo X para un coeficiente de variación del20% y una probabilidad del 0.2% de ser excedido en un año o un periodo de retorno de 500 añosutilizando la siguiente ecuación:

( )( )[ ])(1lnln282.1450.0 X p X X −−−+−= σ

σ

Parámetro Zona 4000 – 4500msnm

X = Espesor dehielo (cm) 1.72

T (años) 500p(X) 0.20%F(X) 0.998α 7.01µ 0.83

Xbarra 0.91

COV 20%σ = COV x Xbarra 0.183

Como complemento a lo anterior en la Tabla 4.4 se incluye el resumen de variables meteorológicaspor tramo de línea.


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Proyecto Línea de Transmisión a 500 kV Colcabamba – Poroma – Yarabamba – Montalvo y subestaciones asociadas.INFORME DE DISEÑO ELECTROMECÁNICO - REV 06.

Tabla 4.4 Resumen de variables meteorológicas por tramo de línea

Parámetro Unidad Colcabamba - Poroma Poroma -Yarabamba

YarabambMontalvo

4001 -4500

msnm

3000 -4000

msnm


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Para el diseño de las líneas se analizaron conductores tipo ACAR con calibres que permitierantransportar el flujo máximo de potencia dentro de los límites de pérdidas totales exigidos y para elcaso de la línea Colcabamba – Poroma 500 kV, circuito sencillo, se realiza adicionalmente unanálisis mecánico, debido a que la zona climática de este tramo de línea contempla capa de hieloen los conductores.

5.1 SELECCIÓN DE CONDUCTOR

Para el diseño de las líneas se analizaron conductores tipo ACAR (Conductor de aluminio con almade aleación de aluminio).

Para cada conductor se realizarán los análisis de capacidad térmica de transmisión, para lo cual seseguirá 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 quedeben cumplir los conductores para no afectar el comportamiento electromecánico ni la operaciónde las líneas.

Para realizar la selección del conductor de una forma óptima sin llevar sobrecostos al proyecto, sedefinirá si es necesario que la ruta se divida en el número de sectores o rangos altitudinales dadala posibilidad de obtener diferentes diámetros de conductor económicamente dominantes, y poderconsiderar el efecto de variedad de conductores dentro de las economías de escala que puedetraer consigo la adquisición de un número de menor de tipos de conductor.

5.1.1 Capacidad de transmisión

5.1.1.1 Metodología de cálculo

La capacidad de transporte de un conductor está en relación directa con su temperatura de trabajo,por lo que para las condiciones de trabajo señaladas en la Tabla 5.1, se debe verificar que latemperatura del conductor no sobrepase los límites permitidos de acuerdo con el tipo de materialdel mismo, considerando que la temperatura máxima del conductor no supere los 75ºC. De

acuerdo con lo señalado, la metodología de cálculo que se emplea para determinar la capacidadde transporte de los conductores corresponde a la que recomienda la IEEE Standard forCalculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors (IEEE Std 738-2006), considerando la radiación solar para el hemisferio sur.

La metodología establece el balance térmico en el conductor para calcular la capacidad en estadoestacionario del mismo a través de la siguiente relación general:

Donde:

I : Corriente en el conductor [A]q c : Pérdida de calor por convección [W/m] q r : Pérdida de calor por radiación [W/m]q s : Ganancia de calor por calentamiento solar [W/m]R (T c) : Resistencia AC del conductor a temperatura, T c [Ω /m]


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La ecuación de q c1 se aplica a los vientos de baja velocidad, pero es incorrecta a altas velocidadesdel viento. La ecuación q c2 se aplica a las altas velocidades del viento, que es incorrecta en bajasvelocidades de viento. A cualquier velocidad del viento, el mayor de los dos cálculos de pérdida decalor por convección q c es el que se utiliza.

Donde:

q c1 y q c2 : Pérdidas de calor por convección forzada [W/m] D : Diámetro del conductor [mm] k f : Conductividad térmica del aire a temperatura T film = (T c + T a)/2 [W/(m-°C)]

ρf : Densidad del aire [kg/m3]

H e : Elevación del conductor por encima del nivel del mar [m]V w : Velocidad de flujo de aire en el conductor [m/s]µ

f : Viscosidad dinámica del aire [Pa-s]

K angle : Factor de dirección del aire

φ : Ángulo entre el viento y el eje del conductor [°] T c : Temperatura del conductor [°C]T

a : Temperatura ambiente [°C]

Donde:


23/107


17

T c : Temperatura del conductor [°C]T a : Temperatura ambiente [°C]D : Diámetro del conductor [mm]ɛ : Emisividad (0.23 a 0.91)

Donde:

α : absorción solar (0.23 to 0.91)Q se : Radiación total del sol para una altitud del sol [W/m

2]θ : Ángulo efectivo de incidencia de los rayos del sol [°]

A’ : Área proyectada del conductor por unidad de longitud [m2 /m]H c : Altura del sol [°]

Z c : Azimut del sol [°]Z 1 : Azimut de la línea [°], ver Tabla 4, Tabla 5 y Tabla 6 de IEEE Std. 738-2006.

R (T high) : Resistencia AC del conductor a temperatura, T high R (T low) : Resistencia AC del conductor a temperatura, T low T high : Máxima temperatura del conductor para una resistencia AC específica [°C]T low : Mínima temperatura del conductor para una resistencia AC específica [°C]T c : Temperatura del conductor [°C]

De acuerdo con el procedimiento usual en estos casos, para la determinación de la capacidad delos conductores se han asumido las condiciones climáticas en las que se produciría la transferenciade calor, tomando como base las condiciones climáticas de la zona del proyecto.

A partir de lo señalado las condiciones de trabajo asumidas son las que se indican a continuación:

• Condiciones ambientales• Temperatura ambiente del aire : 30/25/20 ºC (hasta 3000/4000/4500 msnm)• Velocidad del viento : 0.61 m/s• Dirección del viento : perpendicular al conductor

• Calentamiento solar• Altitud máxima sobre el nivel del mar : hasta 3000/4000/4500 msnm• Latitud : 10º Sur• Hora : Mediodía• Tipo de atmósfera : Clara sin nubes• Coeficiente de absorción : 0.5• Coeficiente de emisividad : 0.5


24/107


18

5.1.1.2 Resultados de la aplicación del modelo de ampacidad IEEE std 738

En la Tabla 5.2 se presentan las características de los conductores ACAR analizados para laslíneas a 500 kV respectivamente, la resistencia eléctrica a la temperatura máxima del conductor(75 oC) y la capacidad de transmisión en MVA determinado a partir de la norma IEEE 738-2006,

donde se analiza la capacidad de transmisión para el caso de cuatro conductores por fase (seanalizan cables con calibres que pueden ser usados en vanos típicos de una línea de transmisión)y se observa que de los conductores analizados, la capacidad de transmisión es superior a lacapacidad de transmisión de todos los tramos de línea de la siguiente manera:

• La capacidad de transmisión a límite térmico de 1400 MVA para cualquiera de las tres zonasaltitudinales analizadas, para una temperatura de 75 oC, se cumple a partir del conductorACAR 500 kCM (18/19), en configuración de haz de cuatro subconductores, de acuerdo con laTabla 5.2.

• La capacidad de transmisión en condición de emergencia de 1820 MVA (analizada encondición de carga permanente) se cumple igual que en el caso anterior a partir del conductorACAR 500 kCM (18/19), en configuración de haz de cuatro subconductores, de acuerdo con laTabla 5.2.

Tabla 5.2 Características principales conductores tipo ACAR línea a 500 kV (haz de 4subconductores)

Nombre Cableado(Al/Acero)

R (Ohmios/km)75 [°C]

Diámetro(mm)

CapacidadAmpérica (A)

Capacidad deTransmisión (MVA)

Cotas hasta 3000 msnmACAR 500 18/19 0.149 20.65 2121.6 1837.3ACAR 550 18/19 0.135 21.67 2247.3 1946.2ACAR 600 18/19 0.124 22.63 2371.0 2053.3ACAR 650 18/19 0.115 23.57 2489.5 2156.0ACAR 700 18/19 0.107 24.46 2605.0 2256.0ACAR 750 18/19 0.099 25.32 2723.6 2358.7

ACAR 800 18/19 0.094 26.14 2825.0 2446.5ACAR 850 18/19 0.088 26.95 2934.7 2541.5ACAR 900 18/19 0.083 27.74 3042.0 2634.4ACAR 950 18/19 0.080 28.47 3132.1 2712.5ACAR 1000 18/19 0.075 29.26 3242.6 2808.2ACAR 1100 18/19 0.069 30.66 3423.7 2965.0ACAR 1200 18/19 0.063 32.03 3609.2 3125.7

Cotas entre 3000 y 4000 msnmACAR 500 18/19 0.149 20.65 2178.6 1886.7ACAR 550 18/19 0.135 21.67 2308.0 1998.8ACAR 600 18/19 0.124 22.63 2435.4 2109.1ACAR 650 18/19 0.115 23.57 2557.4 2214.8ACAR 700 18/19 0.107 24.46 2676.4 2317.8

ACAR 750 18/19 0.099 25.32 2798.5 2423.6ACAR 800 18/19 0.094 26.14 2903.0 2514.0ACAR 850 18/19 0.088 26.95 3016.0 2611.9ACAR 900 18/19 0.083 27.74 3126.6 2707.7ACAR 950 18/19 0.080 28.47 3219.5 2788.2ACAR 1000 18/19 0.075 29.26 3333.4 2886.8ACAR 1100 18/19 0.069 30.66 3520.1 3048.5ACAR 1200 18/19 0.063 32.03 3711.4 3214.2


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19

NombreCableado(Al/Acero)


Diámetro(mm)



Cotas entre 4000 y 4500 msnmACAR 500 18/19 0.149 20.65 2273.2 1968.6ACAR 550 18/19 0.135 21.67 2408.8 2086.1

ACAR 600 18/19 0.124 22.63 2542.4 2201.8ACAR 650 18/19 0.115 23.57 2670.4 2312.6ACAR 700 18/19 0.107 24.46 2795.2 2420.7ACAR 750 18/19 0.099 25.32 2923.4 2531.7ACAR 800 18/19 0.094 26.14 3033.1 2626.7ACAR 850 18/19 0.088 26.95 3151.7 2729.5ACAR 900 18/19 0.083 27.74 3267.9 2830.1ACAR 950 18/19 0.080 28.47 3365.6 2914.7ACAR 1000 18/19 0.075 29.26 3485.3 3018.3ACAR 1100 18/19 0.069 30.66 3681.6 3188.3ACAR 1200 18/19 0.063 32.03 3882.9 3362.7

Para la zona entre 4000 y 4500 msnm se selecciona un conductor de calibre mayor o igual al

ACAR 1000 kCM (18/19) con el fin de minimizar la flecha para la condición de solo hielo (que es lacondición dominante para plantillado) cumpliendo el criterio de no sobrepasar el 60% de la tensióndel conductor, tal como se presenta en la Figura 5.1.

Figura 5.1 Flechas y tensiones conductor ACAR 1000 kCM (18/19). Zona entre 4000 y 4500msnm

• Para el enlace a 220 kV Colcabamba – Campo Armiño, la capacidad de transmisión de límitetérmico se cumple para una configuración de haz de cuatro subconductores a partir delconductor ACAR 850 kCM (18/19) (ver Tabla 5.3). Para la condición de emergencia, se

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

11000

0 5 0

1 0

0

1 5

0

2 0

0

2 5

0

3 0

0

3 5

0

4 0

0

4 5

0

5 0

0

5 5

0

6 0

0

6 5

0

7 0

0

7 5

0

8 0

0

8 5

0

9 0

0

9 5

0

1 0

0 0

1 0

5 0

1 1

0 0

1 1

5 0

1 2

0 0

1 2

5 0

1 3

0 0

T e n s i o n

H o r i z o n t a

l ( k g )

Vano Regulador (m)

Tmin, Vv=0

Vvmax, Tmin_prom

EDS: Tprom, Vv=0

Tmax, Vv=0

Hielo + Viento

Solo Hielo

60%


26/107


20

selecciona el conductor ACAR 1250 kCM (18/19) en configuración de haz de cuatrosubconductores.

• Para el enlace a 220 kV entre Yarabamba y Socabaya, la capacidad de transmisión de límitetérmico y de emergencia se cumple para una configuración de haz de cuatro subconductores apartir del conductor 4xACAR 550 kCM (18/19).

Tabla 5.3 Capacidad de transmisión Enlaces a 220 kV (zona hasta 3000 msnm) – haz de 4subconductores

Nombre Cableado(Al/Acero)


Diámetro(mm)





En el anexo B se muestran los cálculos de ampacidades de acuerdo con la norma IEEE 738-2006para los conductores a emplear en cada zona altitudinal.

5.1.2 Pérdidas Joule

Las pérdidas de Joule se calculan a partir de la siguiente ecuación, según lo indicado en el anexo 1del Contrato de Concesión de SGT de PROINVERSIÓN, de tal manera que se cumpla con un nivelde pérdidas Joule menor o igual a lo que se indica en la Tabla 5.4:

Pérdidas= (Pnom/Vnom)2*R/Pnom*100 (%)

Donde:Pnom = Capacidad nominal del tramo de líneaVnom= Tensión nominal de la línea a 220 kVR= Resistencia a 75 oC y frecuencia de 60 Hz.


27/107


21

Tabla 5.4 Pérdidas de potencia nominal por línea/circuito

Línea

% de Pérdidas a Capacidad Nominal /CircuitoLongitud

aproximada(km) (1)

CapacidadNominal(MVA)

Pérdidas Máximas(%)

Colcabamba – Poroma 500 kV, circuito sencillo 359 800 2.80%Poroma – Yarabamba 500 kV, circuito sencillo 451 700 3.15 %Yarabamba – Montalvo 500 KV, doble circuito 101 700 0.72 %(2)Enlace 220 kV Colcabamba - Campo Armiño 2 600 0.15%(1) Longitudes de las líneas definidas en Prediseño(2) Porcentaje de pérdidas ajustado a la longitud de la línea definida

El resultado obtenido se presenta en la Tabla 5.5.

Tabla 5.5 Pérdidas Joule LT Colcabamba – Poroma – Yarabamba – Montalvo

De los resultados se concluye que:

• Para la línea a 500 kV Colcabamba – Poroma en las tres zonas altitudinales la capacidad detransmisión a límite térmico y en emergencia y el nivel de pérdidas se cumple para calibresmayores o iguales a ACAR 800 kCMIL con cableado 18/19 en configuración de 4 conductorespor fase.

• El cumplimiento de máxima tensión de rotura en condición de solo hielo de la línea a 500 kVColcabamba – Poroma a una altitud entre 4000 y 4500 msnm se cumple para calibres mayoreso iguales a ACAR 1000 kCM con cableado 18/19 en configuración de 4 conductores por fase

• Para las líneas a 500 kV Poroma – Yarabamba - Montalvo para las zonas altitudinales hasta3000 msnm y entre 3000 y 4000 msnm, la capacidad de transmisión a límite térmico y enemergencia y el nivel de pérdidas se cumple para calibres mayores o iguales a ACAR 750 kCMcon cableado 18/19 en configuración de 4 conductores por fase

• Por otro lado, para mantener una disponibilidad de aumento en longitud de cada tramo de líneaen un 3% en promedio y mantener el nivel de pérdidas igual o por debajo del límite permitido,se recomienda unificar el conductor de fases para los tres tramos a ACAR 800 kCM (18/19)18/19 en configuración haz de 4 subconductores, tal como se presenta en la Tabla 5.6.

2.80% 3.15% 0.72%

MAN-MAR MAR-SOC SOC-MON

359 449 101

500 kV

ACAR 500 500.000 18/19 0.1485 20.65 4.27% 4.67% 1.05%

ACAR 550 550.000 18/19 0.1355 21.67 3.89% 4.26% 0.96%

ACAR 600 600.000 18/19 0.1243 22.63 3.57% 3.91% 0.88%

ACAR 650 650.000 18/19 0.1150 23.57 3.30% 3.61% 0.81%

ACAR 700 700.000 18/19 0.1069 24.46 3.07% 3.36% 0.76%

ACAR 750 750.000 18/19 0.0994 25.32 2.86% 3.12% 0.70%

ACAR 800 800.000 18/19 0.0938 26.14 2.69% 2.95% 0.66%

ACAR 850 850.000 18/19 0.0882 26.95 2.53% 2.77% 0.62%

ACAR 900 900.000 18/19 0.0833 27.74 2.39% 2.62% 0.59%

ACAR 950 950.000 18/19 0.0795 28.47 2.28% 2.50% 0.56%

ACAR 1000 1000.000 18/19 0.0752 29.26 2.16% 2.36% 0.53%ACAR 1100 1100.000 18/19 0.0690 30.66 1.98% 2.17% 0.49%

ACAR 1200 1200.000 18/19 0.0634 32.03 1.82% 1.99% 0.45%

NombreCalibre

(kcmils)

Cableado

(Al/Acer

o)

R

(Ohmios/km)

75 [°C]

Diámetro

(mm)


28/107


22

Tabla 5.6 Disponibilidad de aumento de longitud por pérdidas

• Para el enlace a 220 kV Colcabamba – Campo Armiño, el porcentaje de pérdidas se cumple apartir del conductor ACAR 500 kCM (18/19), tal como se presenta en la Tabla 5.7.

Tabla 5.7 Pérdidas Joule Enlace Colcabamba – Campo Armiño

5.1.3 Gradiente crítico, Máximo gradiente superficial, ruido audible y radio interferencia

Una de las consecuencias del efecto corona son las interferencias indeseadas que son generadaspor los campos electromagnéticos producidos. Entre los factores que influyen en laradiointerferencia se encuentran el gradiente máximo superficial, la distancia de la línea alelemento receptor, la orientación de éste, la geometría de la línea y las característicasclimatológicas.

Longitud adicional 11 14 3.2

2.80% 3.15% 0.72%

MAN-MAR MAR-SOC SOC-MON

370 463 104.2

500 kV

ACAR 500 500.000 18/19 0.1485 20.65 4.40% 4.81% 1.08%

ACAR 550 550.000 18/19 0.1355 21.67 4.01% 4.39% 0.99%

ACAR 600 600.000 18/19 0.1243 22.63 3.68% 4.03% 0.91%

ACAR 650 650.000 18/19 0.1150 23.57 3.40% 3.73% 0.84%

ACAR 700 700.000 18/19 0.1069 24.46 3.16% 3.46% 0.78%

ACAR 750 750.000 18/19 0.0994 25.32 2.94% 3.22% 0.73%

ACAR 800 800.000 18/19 0.0938 26.14 2.78% 3.04% 0.68%

ACAR 850 850.000 18/19 0.0882 26.95 2.61% 2.86% 0.64%

ACAR 900 900.000 18/19 0.0833 27.74 2.46% 2.70% 0.61%

ACAR 950 950.000 18/19 0.0795 28.47 2.35% 2.58% 0.58%

ACAR 1000 1000.000 18/19 0.0752 29.26 2.23% 2.44% 0.55%

ACAR 1100 1100.000 18/19 0.0690 30.66 2.04% 2.24% 0.50%

ACAR 1200 1200.000 18/19 0.0634 32.03 1.88% 2.05% 0.46%

NombreCalibre

(kcmils)

Cableado

(Al/Acer

o)

R

(Ohmios/km)

75 [°C]

Diámetro

(mm)

0.15% 0 0

MAN-MAN}

3

220 kV

ACAR 500 18/19 0.1485 20.65 1965.7 749.0 0.14%

ACAR 550 18/19 0.1355 21.67 2081.3 793.1 0.13%

ACAR 600 18/19 0.1243 22.63 2195.0 836.4 0.12%

ACAR 650 18/19 0.1150 23.57 2303.8 877.9 0.11%

ACAR 700 18/19 0.1069 24.46 2409.8 918.2 0.10%

ACAR 750 18/19 0.0994 25.32 2518.6 959.7 0.09%

ACAR 800 18/19 0.0938 26.14 2611.5 995.1 0.09%

ACAR 850 18/19 0.0882 26.95 2712.0 1033.4 0.08%

ACAR 900 18/19 0.0833 27.74 2810.3 1070.9 0.08%

ACAR 950 18/19 0.0795 28.47 2892.8 1102.3 0.07%

ACAR 1000 18/19 0.0752 29.26 2993.9 1140.8 0.07%

ACAR 1100 18/19 0.0690 30.66 3159.4 1203.9 0.06%

ACAR 1200 18/19 0.0634 32.03 3329.0 1268.5 0.06%

NombreCableado

(Al/Acero)

R

(Ohmios/km)

75 [°C]

Capacidad Ampérica (A)

Capacidad de

Transmisión (MVA) - 4

subconductores x fase

Diámetro

(mm)


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23

5.1.3.1 Gradiente crítico

El voltaje a tierra en donde el gradiente de tensión superficial es igual al gradiente de inicio coronaestá dada por la fórmula de Peek, donde para un conductor cilíndrico la ecuación es la siguiente6 :

cmkV mr

E rmsc / 301.011.21 ×

+×=δ

δ

Dónde:

• Ec: Gradiente crítico de incepción corona [kVrms/cm]• δ: densidad relativa del aire que está en función de la altura sobre el nivel del mar (δ=1 para

p=po =760 mmHg y t=to=25 oC)7

Donde, p es la presión atmosférica a una altura sobre el nivel del mar. Estos valores seobtienen de la Tabla 8-4- del libro de EPRI, en dionde se encuentran valores de presión delaire hasta 10 km de asnm8:

• m: factor de superficie del conductor, que depende del envejecimiento del mismo y laintensidad de lluvia. Se toma como referencia el valor recomendado por EPRI igual a 0.81

• r: radio del conductor o subconductor en cmEn el Anexo 7 del contrato del 14 de junio de 2013, el criterio del literal g) se define que el máximogradiente superficial9 no debe ser superior a:

• Zona costera (hasta 1000 msnm): 16 kVrms/cm• Altitud mayor a 1000 msnm: se cumple de la siguiente manera:

o Para torres en configuración horizontal (o o o) o Delta (oo

o), el criterio se cumple si losvalores de gradiente máximo superficial obtenidos para las fases laterales son menores oiguales al 90% del gradiente crítico.

o Para torres en configuración vertical o triangular, el criterio se cumple si los valores degradiente máximo superficial obtenidos para dos fases (cualesquiera) son menores oiguales al 90% del gradiente crítico.

Teniendo en cuenta los resultados de ampacidad y pérdidas obtenidos, se realiza el cálculo degradiente crítico para los siguientes conductores:

6 EPRI AC Transmission Line Reference Book — 200kV, 2013 Edition7 EPRI AC Transmission Line Reference Book — 200kV, 2013 Edition8 EPRI AC Transmission Line Reference Book — 200kV, 2013 Edition9 El gradiente máximo superficial por fase corresponde al valor promedio de los valores máximos de cadasubconductor


30/107


24

• Línea de 500 kV: ACAR 800 para alturas hasta 3000, ACAR 900 para alturas entre 3000 y

4000 msnm y ACAR 1000 para alturas entre 4000 y 4500 msnm• Línea de 220 kV: ACAR 500 y ACAR 1250 para cotas hasta 3000 msnm.

Los cálculos para la densidad realtiva del aire a alturas de 3000, 4000 y 4500 msnm se presentanen la Tabla 5.8. En la tabla 5.9 se presenta el resumen de los resultados obtenidos para elgradiente crítico para cada una de las zonas altitudinales del proyecto y el cálculo detallado paralos conductores de las líneas a 500 kV y 220 kV se presenta en la Tabla 5.8.

Tabla 5.8 Cálculo de la densidad relativa del aire


31/107


25

Tabla 5.9 Cálculo de gradiente crítico

Líneas a 500 kV


32/107


26

Líneas a 220 kV

Tabla 5.10 Resultados gradiente crítico (90%Ec)

Altitud

90%Ec [kVrms/cm]

ACAR800

ACAR900

ACAR1000

ACAR500

ACAR550

ACAR1250

2000 msnm 15.86 NA NA NA NA NA

3000 msnm 14.50 NA NA 14.93 14.84 14.14

4000 msnm NA 13.09 NA NA NA NA

4500 msnm NA NA 12.48 NA NA NA


33/107


27

5.1.3.2 Gradiente máximo superficial

El Gradiente máximo superficial (Eav), se calcula utilizando el teorema de gauss, con la siguienteecuación para fases conformadas en haz de subconductores: para ilustrar el modelo se utiliza el

conductor 4 ACAR 800 en haz de 4 subonductores y la torre en configuración FLAT para cotas hsta2000 msnm.

EavQ

2 π⋅ ξ0⋅ ri⋅

1

N⋅:=

kVrms

cm Con Q que corresponde a la matriz de coeficientes de potencial en Coul/m, :

Siendo C la matriz de capacitancias obtenida de los parámetros eléctricos de la línea (conductor4xACAR 800 18/19 y silueta de la torre para 500 kV de la Error! Reference source not found.) yVabc1 el voltaje de operación (500 kV).

Los parámetros ε0 (permitividad del espacio libre en F/m), ri (Radio de cada subconductor en cm) yN (número de subconductores del haz), correspnden a:

-Donde ri es el Radio de cada subconductor en cm.

Haciendo uso de las aplicaciones del libro de EPRI “Transmission Line Reference Book 200 kVabove, 2013 edition”, se obtiene el gradiente máximo superficial por fase con la configuración deestructura para el sector altitudinal de 0-2000 msnm, ver Error! Reference source not found..

Siguiendo el procedimiento anterior se obtiene el máximo gradiente superficial para los casos delas líneas a 500 kV y los enlaces a 220 kV, cuyos resultados se presentan en la Error! Referencesource not found., Error! Reference source not found., Error! Reference source not found. yError! Reference source not found..

Q Cabc Vabc1⋅:=


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Figura 5.2 Gradienmte máximo superficial para configuración estructura 0-2000 msnm


Valor menor a 14.50 kVrms/cm



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5.1.3.3 Verificación cumplimiento Gradiente crítico

En la Tabla 5.11 se presenta la comparación entre los resultados obtenidos para gradiente crítico(Ec) y el gradiente máximo superficial (Emax), donde se observa que los conductores analizados

cumplen con el requerimiento de gradiente crítico en cada zona altitudinal.Tabla 5.11 Comparación gradiente crítico (Ec) y gradiente máximo superficial (Emax)

Altitud 90%Ec [kVrms/cm]ACAR

800ACAR

900ACAR1000

ACR 550 ACAR1250

2000 msnm 15.86 NA NA NA NA

3000 msnm 14.50 NA NA 14.84 14.14

4000 msnm NA 13.09 NA NA NA

4500 msnm NA NA 12.48 NA NAAltitud Emax [kVrms/cm]

ACAR800

ACAR900

ACAR1000 ACR 550

ACAR1250

2000 msnm 14.96 NA NA NA NA

3000 msnm 14.13 NA NA 9.30 5.04

4000 msnm NA 13.02 NA NA NA

4500 msnm NA NA 12.45 NA NA

En resumen, los conductores que cumplen el criterio de gradiente crítico y gradiente superficial sonlos siguientes:

• Líneas a 500 kV: 4xACAR 800 para alturas hasta 3000 msnm, 4xACAR 900 para alturas entre

3000 y 4000 msnm y 4xACAR 1000 para alturas entre 4000 y 4500 msnm• Líneas a 220 kV: 4xACAR 550 y 4xACAR 1250 para alturas hasta 3000 msnm

5.1.3.4 Radio interferencia y Ruido Audible

Los criterios técnicos que se tienen en cuenta para determinar los niveles máximos deradiointerferencia aceptados por la por la IEEE y el CIGRÉ se toman de las publicaciones IECCISPR 18-1, 18-2 y 18-3. En estos documentos se indica que se acepta una relación señal-ruido(SNR) 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 debe ser inferior a 50 dB.

En la práctica es de importancia el conocimiento de la radiointerferencia a cierta distancia de lalínea, lo que se suele denominar perfil lateral, pues se mide a mitad de vano y ortogonal al eje de lamisma. El perfil se mide a una altura de 2 m sobre el suelo hasta una distancia máxima de 200 mdel conductor.

La frecuencia de medición estipulada por NEMA es de 1 MHz, mientras que CISPR (ComitéInternacional Especial de Perturbaciones Radioeléctricas, por sus siglas del idioma francés Comité


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international spécial des perturbations radioélectriques) exige 500 kHz. En realidad, a partir de los80 m de distancia la medición se torna muy inexacta. Es conveniente, además, eliminar cualquierfuente de perturbación, tal como proximidad a subestaciones, torres de alta tensión, ángulospronunciados y cualquier variación brusca del terreno (promontorios, etc.).

La radio interferencia y el ruido audible se determinan utilizando la metodología del CIGRE10 “Interferences Produced by Corona Effect of Electric Systems”. El CIGRE indica la siguientefórmula para determinar el nivel de ruido (NP), utilizada con relativo éxito en más de 50 líneas degeometría variada con tensiones comprendidas entre 200 y 750 kV.

mV d enr g NP m / 1 / 3012)(5.3 µ β −⋅+= La ecuación anterior es válida para una sola fase con un gradiente máximo (1 solo conductor ovarios en haz) g m en kV/cm (valor eficaz) y el radio r en cm. Los coeficientes 3.5 y 12 se obtuvieronpor la vía experimental. En caso de un circuito trifásico se determinan por separado los niveles deinterferencia de cada una de las fases en el sitio de la medición, a saber:

30)20 / (log3312)(5.3 110111 −•−⋅+= Dr g NP m

30)20 / (log3312)(5.3 210222 −•−⋅+= Dr g NP m

30)20 / (log3312)(5.3 310333 −•−⋅+= Dr g NP m

Donde para las líneas a 500 kV se tiene lo siguiente:

• Las fórmulas indicadas consideran una distancia DO = 20 m entre el conductor y el punto demedición, correspondiente a una distancia lateral aproximada de 15 m. Si la distancia directa Ddifiere de 20 m, entonces se debe aplicar la siguiente corrección:

( )( ) 65.1 /

/ D D

NP

mV NPo

o

+ µ

ó también

( ) oo D D NPdB NP / log33 10•−=

• Di: Distancia directa de la fase al punto de medida (ver Figura 5.8) corresponde a lo siguiente:

10 Interferences produced by Corona Effect Electric Systems - CIGRE


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Figura 5.8 Distancia directa entre conductor y punto de medida

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 lazona que cubre con una intensidad de señal de 500 µV/m (54 dB).

• A 80 m de distancia lateral, la mínima relación señal - ruido (SNR) con conductor seco (climadespejado) es de 22 dB.

La radio interferencia se calcula mediante el Applet “RN-2 EMI Calculations using EmpiricalMethod” del EPRI. Los resultados para las líneas a 500 kV y sector altitudinal y conexiones a 220kV se presentan desde la Figura 5.9 hasta la Figura 5.14.

D2 D1

h3 h2 h1

D3 Punto de

medidaH

d1

d2

d3

Distancia Conductor - Punto de medida: D = distancia directa, d = distancia horizontal

( )232

33 H hd D −+= ( )2

2

2

22 H hd D −+= ( )2

1

2

11 H hd D −+=


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Figura 5.9 Radio Interferencia 500 kV CS para configuración estructura 0-2000 msnm


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SNR = 54 – EMI = 54 - 30.7 = 23.3Figura 5.11 Radio Interferencia 500 kV CS para configuración estructura 3000-4000 msnm


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SNR = 54 – EMI = 54 - 31.1 = 22.9



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Figura 5.13 Radio Interferencia 220 kV CS para 0-3000 msnm


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Figura 5.14 Radio Interferencia 220 kV CD para 0-3000 msnm

Con relación al tema del ruido audible, es importante anotar que se debe cumplir con el siguientevalor eléctrico: “Ruido audible al límite de la servidumbre para zonas residenciales según el AnexoC3.3 del CNE –Utilización 2006.”, de acuerdo a la siguiente Tabla (C1).


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Tabla 5.12 Tabla C1 – Estándares Nacionales de Calidad Ambiental para Ruido

Con respecto a esta exigencia, no se ha identificado la existencia de una zona de protecciónespecial, residencial, comercial o industrial, según la definición establecida en el códigomencionado; por lo tanto, de acuerdo con esta interpretación este requisito no limita la selección deconductor para la construcción de las líneas dentro de los corredores de ruta preseleccionados.

El Ruido audible al límite de la faja de servidumbre para el caso de zona residencial en horarionocturno debe inferior a 50 dB.Para el cálculo del ruido audible (Audio Noise), EPRI hace énfasis en las metodologías generales

aplicables a cualquier diseño particular. Estas metodologías calculan el nivel de ruido producido porcada fase de la línea en el punto desde donde se hace la medición y luego suman la contribuciónde cada fase para determinar el nivel total de ruido audible. El nivel de ruido audible, AN, se calculade manera general como:

AN = AN0 + k1 * f1(Emáx) + k2 * f2(n) + k3 * f3(d) + k4 * f4(D)

En donde:AN: nivel de ruidoAN0: nivel de ruido de referenciaEmáx: Gradiente superficialn: número de subconductores del hazd: diámetro del subconductor

D: distancia del conductor al punto de mediciónk1 a k4: constantes obtenidas empíricamente

Una vez se obtiene el ruido generado por cada fase se calcula el ruido total de la línea, así:

= 10 ∗ 10 Donde Np es el número de fases y AN i es el nivel de ruido producido por la fase i.

Para líneas de transmisión AC el ruido audible concierne principalmente a mal tiempo,principalmente lluvia. Para buen tiempo el ruido audible es mucho más bajo. El nivel de ruido se

refiere al valor de la mediana y corresponde al nivel de ruido que es excedido el 50% de las vecesen condiciones de lluvia (L50).

El EPRI 2013 utiliza el Applet “AN-1 Audible Noise of Transmission Lines 2-D” para calcular el ruidoaudible y presenta los resultados con la metodología del EPRI y con la metodología de la BPA(Bonneville Power Administration).


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Figura 5.15 Ruido Audible 500 kV CS Sector 0 – 2000 – Conductor ACAR 800


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El valor de ruido negativo indica que el nivel de ruido audible es prácticamente nulo

Figura 5.19 Ruido Audible 220 kV CS para 0-3000 msnm


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Figura 5.20 Ruido Audible 220 kV CD para 0-3000 msnm

5.1.4 Campo eléctrico y densidad de flujo magnético

La Figura 5.21, Figura 5.23, Figura 5.25 y Figura 5.29 presenta el resultado obtenido del análisis de

campo eléctrico para las líneas a 500 kV circuito sencillo en configuración Flat y Mastil (conductorACAR 800 para torre cuerpo 4 en configuración FLAT y conductor ACAR 1000 para torre cuerpo 4en configuración Mastil) y 220 kV circuito sencillo y doble respectivamente, donde se observa queen el borde de la faja de servidumbre, se cumple con el criterio ya que en todos los casos el valorobtenido está por debajo de los 8.3 kV/m exigidos en zonas de trabajo (exposición ocupacional) y aborde de servidumbre el valor obtenido está por debajo de 4.2 kV/m exigidos en zonas públicas(ocupación poblacional). La Figura 5.22, Figura 5.24, Figura 5.28 y Figura 5.30 presenta elresultado obtenido del análisis de densidad de flujo magnético para las líneas a 500 kV circuitosencillo en configuración Flat y Mastil (conductor ACAR 800 para torre cuerpo 4 en configuración


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FLAT y conductor ACAR 1000 para torre cuerpo 4 en configuración Mastil y a corriente nominal) y220 kV circuito sencillo y doble respectivamente, donde se observa que dentro de la franja deservidumbre se cumple con el criterio, ya que en todos los casos el valor obtenido está por debajode los 83.3 µT.

Figura 5.21 Campo eléctrico línea a 500 kV circuito sencillo - Configuración FLAT


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Figura 5.22 Densidad de flujo magnético línea a 500 kV circuito sencillo – Configuración

FLAT

Figura 5.23 Campo eléctrico línea a 500 kV circuito sencillo - Configuración Delta hasta 4000msnm


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Delta hasta 4000 msnm

Figura 5.25 Campo eléctrico línea a 220 kV circuito sencillo – Configuración Delta hasta 4500msnm


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Figura 5.26 Densidad de flujo magnético línea a 500 kV circuito sencillo – ConfiguraciónDelta hasta 4500 msnm

Figura 5.27 Campo eléctrico línea a 220 kV circuito sencillo – Configuración Delta hasta 3000msnm


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delta hasta 3000 msnm

Figura 5.29 Campo eléctrico línea a 220 kV circuito doble vertical


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Figura 5.30 Densidad de flujo magnético línea a 220 kV circuito doble vertical

5.1.5 Conclusiones selección de conductor

De los análisis presentados se encuentra que la selección del conductor para estas líneas sedefine por el cumplimiento de capacidad de transmisión y/o el criterio de gradiente crítico, tal comose presenta en la Tabla 5.13.

Tabla 5.13 Resumen de alternativas de selección de conductor y criterio

Las características del conductor seleccionado, cuya capacidad de transmisión cumple para lasdiferentes condiciones operativas de cada tramo de línea (Límite térmico y emergencia), cumple losniveles de pérdidas y los valores de gradiente superficial y crítico definidos, se presentan en laTabla 5.14.


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Subestación

Trifásico Bifásico Monofásico

Ik" máximofase A fase B fase A

Ik" A Ik" B Ik" A

kA kA kA kA

Montalvo 500 kV 17.29 14.98 17.93 17.93Poroma 500 kV 13.98 12.07 7.37 13.98

Socabaya 220 kV 19.56 16.77 21.55 21.55

Yarabamba 220 kV 19.51 16.74 22.03 22.03

Yarabamba 500 kV 12.53 10.8 12.3 12.53Fuente: Estudios eléctricos para sondeo de mercado en convocatoria – Colcabamba - Poroma-Yarabamba - Montalvo 500 kV

Teniendo en cuenta lo anterior, la capacidad de corriente que puede transportar un cable deguarda en un tiempo determinado se selecciona para la corriente derivada de cortocircuito en 0.5 s,la cual puede ocurrir en la subestación o dentro del primer km desde las subestaciones y para lacorriente derivada de un impacto directo de una descarga atmosférica en un tiempo de 100 µs.

Corto circuito a 1 km de la S/E

Cuando ocurre un corto circuito a 1 km de la S/E, cuyo valor de corriente se obtiene al calcular ladistribución de corrientes de corto a lo largo de la línea entre subestaciones, se obtienen losvalores que se presentan en la Figura 5.31 y Figura 5.32 donde se observa que a 1 km de la S/Elos valores son muy cercanos a los niveles de corto circuito de las subestaciones. Teniendo encuenta esta distribución de corriente de corto circuito por la línea, se puede determinar la corrientede corto máxima por el cable de guarda a 1 km de las líneas considerando un valor de puesta atierra de 25 Ω, tal como se presenta en la Figura 5.33 y Figura 5.34 para el caso más crítico de laslíneas a 220 kV 500 kV respectivamente.

Teniendo en cuenta la corriente de cortocircuito que puede circular por los cables de guardacuando hay falla a 1 km de la subestación, se requieren cables de guarda con una capacidadmayor o igual a:

• 65 kA2s para el OPGW de las líneas a 220 kV• 48 kA2s para el OPGW de las líneas a 500 kV• 5 kA2s para el cable de guarda convencional para las líneas a 500 kV


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Figura 5.31 Distribución de corriente de cortocircuito a lo largo de las líneas de 500 kV

Figura 5.32 Distribución de corriente de cortocircuito a lo largo de las líneas de 220 kV


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Figura 5.33 Corriente de corto circuito sobre el cable de guarda para fallas a 1 km S/E 220 kV


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Figura 5.34 Corriente de corto circuito sobre el cable de guarda para fallas a 1 km S/E 500 kV


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Verificación de impacto descarga atmosférica

De otro lado, en cumplimiento en cuanto a que el cable de guarda que se utilice debe soportar elimpacto directo de las descargas eléctricas atmosféricas que puedan incidir sobre la línea,garantizando el cumplimiento del criterio de salidas debido a descargas atmosféricas, se determina

al verificar que con la corriente de una descarga eléctrica no se supere la máxima temperaturapermisible del cable, ya que el cable puede perder sus propiedades físico mecánicas o elongarsepermanentemente, por lo que puede causar problemas de apantallamiento.

En este sentido se determina la máxima corriente que soporta el cable ante una descargaatmosférica, cuyo valor máximo de corriente puede llegar a tener 0.001 s de duración. Al realizar laevaluación para conductores con diferente capacidad de corriente (kA2s) se obtienenprobabilidades de ocurrencia menores o iguales al 0.0724%, tal como se presenta a continuación:

kA2s KA P(i)

80 894 0.0160%

60 775 0.0232%

25 500 0.0724%Dónde:

kA2s: Constante de Capacidad de corriente del cable de guardakA: Corriente que soporta el cable de guarda a 0.001 sP(i): Probabilidad de exceder la corriente (aplicando la ecuación de probabilidad de Anderson,

2.6

31

I1

1P(I)

+

=

Resultados selección de cable de guarda

Los análisis realizados para la selección del cable de guarda desde el punto de vista de capacidadde corriente de corto circuito y de descarga directa de un rayo, arrojan los resultados que sepresentan en la siguiente Tabla 5.17, así mismo se recomienda utilizar en cada tramo de línea de220 kV el cable indicado en la misma tabla.

Tabla 5.17 Capacidad térmica de cales de guarda tipo OPGW [kA2s]

Tramo de LíneaRequerimiento

mínimo (1)Cortocircuitoa 1 km de la

S/E

Corriente deRayo (3)

Cableseleccionado

%Capacidad

disponible(2)Líneas de 500 kV 77 48 25 77 60.4%Líneas de 220 kV 77 65 25 85 30.1%

(1) De acuerdo con pliegos de Proinversión

Los cables de guarda convencionales (AW 7N6 y Acero 7/16”), presentan una capacidad disponiblede mínimo 5 veces la corriente de cortocircuito máxima.

Teniendo en cuenta lo anterior, los cables de guarda seleccionados para la línea corresponden a:• Cable de guarda tipo OPGW de 24 fibras ópticas monomodo ITU-T.G652, atenuación máx.

0.23 db/km@1550 nm y 0.25 db/km@1625 nm; capa exterior hilos de aluminio y acero


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recubierto con aluminio. la capacidad de corriente de corto circuito será mayor a I2t= 77 kA²spara todos los tramos de las líneas a 500 kV y una capacidad de corriente de corto circuitomayor a I2t=85 kA2s para las líneas a 220 kV.

• Cable convencional ACERO 7/16” EHS galvanizado para líneas a 500 kV en zona de sierra,con I2t= 29.34 kA²s.

• Para líneas a 500 kV, en la zona costera se considera cable convencional AW7N°6, con I2

t=115.48 kA²s.

La validación de la capacidad de corriente de los cables de guarda convencionales se presenta enla Tabla 5.18.

Tabla 5.18 Capacidad de corriente de corto circuito cables de guarda


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6. SELECCIÓN Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

En esta sección se presentan los resultados obtenidos en el diseño de aislamiento y selección dedistancias eléctricas para la línea de transmisión a 500 kV. El resultado del estudio descrito en estecapítulo corresponde a la verificación del dimensionamiento exigido por normas o prácticas

internacionales y a lo definido por PROINVERSIÓN.La selección y coordinación del aislamiento se realiza teniendo como restricciones los valoreslímites de salidas establecidos por la normatividad legal del sector eléctrico del Perú y lasparticularidades propias del proyecto, en especial lo correspondiente a la altura sobre el nivel delmar sobre el eje de la línea y que es medida en la etapa de replanteo.

6.1 FACTORES METEOROLÓGICOS DE CORRECCIÓN DE AISLAMIENTO11

En el diseño de aislamiento es importante tener en cuenta las condiciones meteorológicas de laregión, pues estas pueden afectar en forma considerable el voltaje de disrupción del aislamiento.

Las condiciones meteorológicas siempre se han tenido en cuenta al especificar los requerimientosde aislamiento de una línea, bien sea deterministamente o probabilísticamente. Sin embargo, en lamedida que se cuente con información meteorológica específica para cada proyecto, es posibleaplicar el método probabilístico, que se describe a continuación.

Los factores meteorológicos a considerar son:• La densidad relativa del aire, δ • El factor de corrección por humedad, Hc, que es función de la humedad absoluta H• El producto δ*Hc

Para poder desarrollar el modelo probabilístico es necesario conocer las funciones de distribuciónde los parámetros a considerar. De estudios realizados en otros países como México, Italia ySuráfrica0, se ha podido obtener que las distribuciones de la humedad absoluta H, del factor decorrección por humedad Hc, del producto δ*Hc y la humedad relativa del aire δ se puede aproximara funciones de distribución gaussianas. Esto quiere decir que para caracterizar completamenteestas variables, solo se necesita calcular, a partir de datos estadísticos, recolectados, el valormedio y la desviación estándar de cada una de ellas.

Similarmente, con base en datos recolectados, se ha podido comprobar que existe una grancorrelación entre δ y δ*Hc con la altitud. A continuación se describe el efecto de la altitud sobre elaislamiento y más adelante, sección de dimensionamiento eléctrico de la cabeza de la estructura,se describe la influencia de viento.

• Efecto de la altitud

Dada la correlación entre δ y δ*Hc con la altitud y para tener en cuenta el efecto de esta sobre elaislamiento, se puede utilizar la ecuación que relaciona δ y δ*Hc con el voltaje de disrupción delaislamiento. Según la siguiente ecuación :

= 12 Dónde:

11 Capítulos 1 y 2 de Insulation Coordination for Power System de Andrew Hilleman12 Capítulos 1 y 2 de Insulation Coordination for Power System de Andrew Hilleman


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• Altitud igual e inferior a 3000 msnm. En este rango se hace un análisis adicional para la cota

altitudinal de 2000 msnm que cubre el 95% del tramo 2 (435 de 458 km), con el fin de haceruso de torres ya diseñadas para zona costera

• Altitud entre 3000 msnm y 4000 msnm

• Altitud entre 4000 msnm y 4500 msnm

Tabla 6.1 Distribución de longitud de las líneas por sector altitudinal

Parámetro Unidad

Valor por sector de cota sobre elnivel del mar

4001 -4500msnm

3000 –4000 msnm


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Ítem DescripciónVmax L-N: Máximo voltaje de operación línea - neutro del sistema

[kV]: 1.05 pu13

FS: Factor de sobrevoltaje por sobretensiones temporales

Fγ : Constante que tiene en cuenta los niveles decontaminación y el grado de mantenimiento de losaisladores

FH: Factor de corrección de rigidez dieléctrica del aislamientopor humedad

Fδ: Factor de corrección por densidad del aire (δ), quedepende de la altitud y de la temperatura. (Fδ = 1/ δ)

La distancia en aire se determina de la siguiente ecuación14 :

567 = 189: ;< 7>?@AB∗CD?@ ' 1E8FGG H67 = 18IJH '08IJH Dónde:

DPF: Distancia de aislamiento a frecuencia industrialCFOPF: Voltaje crítico de flameo para frecuencia industrial corregidoKg: Factor de gap15 .

Para asegurar una permanencia continua del servicio debido a sobretensiones de frecuenciaindustrial, el factor de sobrevoltaje (Fs) a utilizar debe ser el máximo valor que se puede presentaren sistemas aterrizados16 .

La distancia mínima requerida en aire será considerada para la definición del máximo ángulo debalanceo permitido en las líneas de transmisión.

Para la línea a 500 kV se tiene lo presentado en la Tabla 6.2.

Tabla 6.2 Características L/T a 500 kV por circuito

Ítem Descripción 2,000 m 3,000 m 4,000 m 4,500 m Fuente

Vmax L-N:Máximo Voltaje de OperaciónLínea - Neutro del sistema[kV]

303.11 303.11 303.11 303.11 Vf*1.05/(3)0.5

FS:Factor de Sobrevoltaje porsobretensiones temporales 1.2 1.2 1.2 1.2 Constante [EPRI]

Fγ :Constante que tiene encuenta los niveles decontaminación baja y el gradode mantenimiento de losaisladores

1.1 1.1 1.1 1.1 Normalizaciónestructuras

13 Norma técnica de los servicios eléctricos del Perú14 IEC 60071-2 Insulation co-ordination –Part .215 Ibidem16 Numeral 9.3 del Transmission Line Reference Book


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Ítem Descripción 2,000 m 3,000 m 4,000 m 4,500 m Fuente

δ Densidad Relativa del Aire 0.79 0.71 0.63 0.59

δ=e- / .

Sección 2.6 InsulationCordination for PowerSystems - Hilleman

Fδ:

Factor de corrección por

densidad del aire, quedepende de la altitud y de latemperatura

1.26 1.42 1.59 1.69 Fig. 9.23 de [EPRI]

FH:Factor de corrección derigidez dieléctrica delaislamiento por humedad

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