CONTRATO 4500000997 CONSTRUCCIÓN DEL · PDF filenorma IEEE 738 -2006 “IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors”[9], para lo cual se deben

CONTRATO 4500000997

CONSTRUCCIÓN DEL SEGUNDO CIRCUITO A 115 kV ENTRE LAS SUBESTACIONES

SURIA - PUERTO LÓPEZ

CIRCUITO SURIA

SELECCIÓN DE

DOCUMENTO

CONTRATO 4500000997

CONSTRUCCIÓN DEL SEGUNDO CIRCUITO kV ENTRE LAS SUBESTACIONES PUERTO LÓPEZ – PUERTO GAITÁN

RCUITO SURIA – PUERTO LÓPEZ 115

SELECCIÓN DE CONDUCTOR DE FASES

DOCUMENTO IEB-235-12-020D005

REVISIÓN 0

Medellín, Marzo de 2013

CONSTRUCCIÓN DEL SEGUNDO CIRCUITO kV ENTRE LAS SUBESTACIONES

PUERTO GAITÁN

PUERTO LÓPEZ 115 kV

CONDUCTOR DE FASES

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV Página i de iv

Archivo: IEB-792-12-D005(0) Selección conductor de fase Suria - Pto Lopez

CONTROL DE DISTRIBUCIÓN

Copias de este documento han sido entregadas a:

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Gustavo Sánchez Distribución EMSA S.A E.S.P. 1

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CONTROL DE REVISIONES Revisión No. Aspecto revisado Fecha

0 Emisión Inicial 26/03/2013

CONTROL DE RESPONSABLES NÚMERO DE REVISIÓN 0 1 2

Nombre JEC

Elaboración Firma

Fecha 13/03/2013

Nombre AMG

Revisión Firma

Fecha 22/03/2013

Nombre JPC

Aprobación Firma

Fecha 26/03/2013

Participaron en la elaboración de este informe:

JEC Juan Esteban Cuartas

AMG Andrés Mauricio García

JPC Jaime Posada Caicedo

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV Página ii de iv


TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

2. OBJETO ...................................................................................................................... 1

3. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE ........................... 1

4. METODOLOGÍA .......................................................................................................... 2

4.1. PRESELECCIÓN DE CONDUCTORES ........................................................ 2

4.2. COSTOS DE CONDUCTORES ..................................................................... 2

4.3. COSTOS DE PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE .......................................... 2

4.4. ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ..................................................... 3

4.5. CAPACIDAD NOMINAL ................................................................................. 3

4.6. CORRIENTE DE LÍMITE TÉRMICO .............................................................. 4

4.7. INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO Y DENSIDAD DE FLUJO MAGNÉTICO ............................................................................................................... 5

4.8. REGULACIÓN DE TENSIÓN ........................................................................ 5

4.9. CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO ............................................................. 7

4.10. EVALUACIÓN DEL CORONA VISIBLE Y PÉRDIDAS POR EFECTO CORONA..................................................................................................................... 8

4.10.1. Evaluación del efecto corona visible .............................................................. 8

4.10.2. Pérdidas por efecto corona .......................................................................... 11

4.10.3. Pérdidas totales de energía por efecto corona ............................................ 14

4.11. CÁLCULO DE RADIO INTERFERENCIA .................................................... 15

4.12. CÁLCULO DE RUIDO AUDIBLE ................................................................. 16

5. INFORMACIÓN DE ENTRADA ................................................................................. 17

6. PARÁMETROS AMBIENTALES ............................................................................... 18

7. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES DE FASE ..................................... 18

8. SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASES ........................................................... 18

8.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES PRESELECCIONADOS . 18

8.2. POTENCIA ................................................................................................... 19

8.3. COSTOS DE PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE ........................................ 19

8.4. ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ................................................... 19

8.5. ANÁLISIS DE FLECHAS Y TENSIONES .................................................... 20

8.6. CONCLUSIONES SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE .................. 22

8.7. RECOMENDACIONES ................................................................................ 23

9. RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS CONDUCTOR SELECCIONADO .................. 24

9.1. CAPACIDAD NOMINAL ............................................................................... 24

9.2. CORRIENTE DE LÍMITE TÉRMICO ............................................................ 24

9.3. INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO Y DENSIDAD DE FLUJO MAGNÉTICO ............................................................................................................. 25

9.4. REGULACIÓN DE TENSIÓN ...................................................................... 29

9.5. CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO ........................................................... 30

9.6. PÉRDIDAS POR EFECTO CORONA .......................................................... 30

9.7. RADIO INTERFERENCIA ............................................................................ 31

9.8. RUIDO AUDIBLE ......................................................................................... 32

10. CONCLUSIONES ...................................................................................................... 33

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV Página iii de iv


11. RECOMENDACIONES ................................................................................ 33

12. REFERENCIAS ........................................................................................... 34

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Valores límites de exposición a campos electromagnéticos ...................................... 5

Tabla 2. Niveles de regulación según norma NTC 1340 ......................................................... 6

Tabla 3. Precipitación anual en el Departamento del Meta ................................................... 14

Tabla 4. Niveles de relación señal-ruido mínima CREG-098-2000........................................ 16

Tabla 5. Características estación clase B ............................................................................. 16

Tabla 6. Características del sistema ..................................................................................... 17

Tabla 7. Parámetros ambientales sitio del proyecto .............................................................. 18

Tabla 8. Conductores ACSR 477 MCM Preseleccionados .................................................... 18

Tabla 9. Costos de pérdidas por efecto Joule ....................................................................... 19

Tabla 10. Valor total de los conductores y pérdidas de la línea ............................................. 19

Tabla 11. Corriente de límite térmico del conductor seleccionado......................................... 24

Tabla 12. Parámetros de entrada para cálculo de campos eléctrico y magnético ................. 25

Tabla 13. Disposición física de los conductores estructura doble circuito ............................. 26

Tabla 14. Intensidades de campo eléctrico y magnético ....................................................... 29

Tabla 15. Cálculos de regulación .......................................................................................... 29

Tabla 16. Capacidad de cortocircuito del cable ACSR FLICKER .......................................... 30

Tabla 17. Evaluación y pérdidas por efecto corona ............................................................... 30

Tabla 18. Niveles de radio interferencia ................................................................................ 31

Tabla 19. Niveles de Ruido Audible ...................................................................................... 32

Tabla 20. Características técnicas del conductor ACSR FLICKER ........................................ 33

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Máximo gradiente superficial ................................................................................... 9

Figura 2. Factor de corrección por espaciamiento ................................................................ 10

Figura 3. Factor de corrección por altura de los conductores respecto al suelo .................... 10

Figura 4. Función (m, E/Ec) para calcular pérdidas por Efecto Corona en Mal tiempo ........... 14

Figura 5. Diagrama de costos comparativos .......................................................................... 20

Figura 6. Cálculo mecánico - Comparación de flechas máximas ........................................... 21

Figura 7. Cálculo mecánico - Comparación de tensiones horizontales máximas ................... 22

Figura 8. Campo eléctrico línea a 115 kV doble circuito en función de la distancia horizontal a

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV Página iv de iv


1 m de altura .......................................................................................................................... 28

Figura 9. Densidad de flujo magnético para línea a 115 kV doble circuito en función de la distancia horizontal a 1 m de altura ........................................................................................ 28

LISTA DE ANEXOS

Anexo A: Costos de los conductores

Anexo B: Verificación mecánica de conductores de fase

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV Página 1 de 35


1. INTRODUCCIÓN

Con el fin de mitigar eventuales situaciones de indisponibilidad ante falla simple de esta infraestructura, la electrificadora del Meta S.A. ESP proyecta la construcción de un segundo circuito a 115 kV entre las subestaciones Suria, Puerto López y Puerto Gaitán, en una longitud aproximada de 180 km, de manera complementaria se proyecta la ampliación de las subestaciones de salida y llegada de este segundo circuito.

2. OBJETO

Este informe presenta la metodología, resultados y conclusiones para la selección económica del conductor de fase correspondiente a los diseños de la línea de transmisión en configuración doble circuito entre las subestaciones Suria y Puerto López a 115 kV a construir, el cual tiene una longitud aproximada de 60 km.

3. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FAS E

Al conductor de fase pre-seleccionado en el documento “INVITACIÓN PÚBLICA A OFERTAR No. 022-2012” (ACSR 477 MCM), se le realizarán las siguientes verificaciones, de manera que cumpla con todos los requerimientos del proyecto.

- Se verificará que la capacidad de transporte de la línea, determinada como el límite térmico de los conductores, calculado con el conductor a 75°C, temperatura máxima promedio de 37,9°C, viento de 0,61 m/s, radiación solar de 1044 W/m², coeficiente de absorción y emisividad de 0,5 y a voltaje nominal.

- Que el conductor de fases seleccionado cumpla con la intensidad de campo eléctrico y la densidad de flujo magnético, estipuladas en el Artículo 14, Tabla 21 del RETIE. Para el cálculo de Campo Eléctrico se tendrá en cuenta la tensión máxima del sistema y para el campo magnético se considerará la capacidad de corriente por límite térmico del conductor.

- Que el conductor de fases seleccionado cumpla con los niveles de cortocircuito requeridos.

- Que el conductor de fases sea adecuado para dar cumplimento a los niveles permisibles de Ruido Audible, según las disposiciones de la Resolución 0627 de 2006. Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial (MAVDT).

- Se evaluaran los niveles de radiointerferencia que la línea genera para las estaciones sonoras cerca del lugar de acuerdo con los niveles de relación señal-ruido mínimas propuestos por la resolución CREG 098-2000.

- Se verificará la presencia del efecto corona mediante método grafico descrito en la sección 3.2 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above”.

- Se estimarán las pérdidas económicas por efecto Joule a 30 años, considerando el precio de bolsa de energía y los estándares de la IEEE, considerando la condición más extrema.

- El conductor de fase deberá cumplir con bajas perdidas corona de acuerdo al nivel de tensión, con el fin de que este no sea visible.



- La temperatura del conductor producida por el calentamiento solar y el paso de la corriente eléctrica debe tenerse en cuenta para garantizar las distancias mínimas de seguridad permitida. Esta temperatura se calculará con base en los flujos máximos de potencia, la radiación solar y el viento en condiciones normales de operación.

4. METODOLOGÍA

Para la verificación de las restricciones técnicas que debe cumplir el conductor de fases seleccionado para la línea se tendrán en cuenta los siguientes aspectos:

4.1. PRESELECCIÓN DE CONDUCTORES

Se preseleccionaran varios conductores que cumplan con las características especificadas en el documento “INVITACIÓN PÚBLICA A OFERTAR No. 022-2012”, para los cuales se deben calcular los costos comparativos y verificar las restricciones técnicas que se presentan en este documento.

4.2. COSTOS DE CONDUCTORES

El costo de los conductores se obtuvo con base en consultas a fabricantes [20] como se presenta en el anexo A.

4.3. COSTOS DE PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE

Se calcularán las pérdidas por efecto Joule y se capitalizarán a VPN, considerando una vida útil de 25 años, tasa de retorno del 11% y tarifa de energía promedio del último año en la bolsa de energía.

Las pérdidas de energía por efecto Joule se calculan por medio de la siguiente ecuación:

][1000

.3 2

kWdIR

P acjoule

⋅⋅=

Dónde:

Rac : Resistencia AC a la temperatura máxima de operación de la línea de transmisión, en [Ohm/km]

I: Corriente que transmite la línea y depende de la demanda existente en la línea, en [A]

d: Longitud de la línea, en [km]

Considerando que las pérdidas por efecto Joule se estiman anualmente y que su costo se mide en pesos (COP), la expresión final se convierte en:



[ ]anualesTdRI

P Eacenergía $

1000

*87603 2max

max,

⋅⋅⋅⋅=

Dónde:

TE=Tarifa promedio del kwh en bolsa de energía durante los últimos 12 meses (COP/kWh).

TE fue consultado en la página Web de XM (www.xm.com.com) y se obtuvo un promedio para el último año de 161,12 COP/kWh.

Fp: Factor de carga, el cual está dado por:

27,03,0 ccFp +=

Dónde c es el factor de carga de la línea (para este análisis de considera c=1, ya que se considera que la línea tendrá operación continua durante las 24 horas del día).

4.4. ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS

Para la línea a 115 kV se calcularán los costos de inversión. Los costos unitarios se tomarán de precios referenciales suministrados por fabricantes. Se determinan los costos comparativos totales y se selecciona el de menor costo comparativo.

4.5. CAPACIDAD NOMINAL

Es la corriente que debe transportar un conductor en condiciones normales de operación indefinidamente, para las condiciones de diseño de la línea.

=

√310

Donde:

: Corriente nominal, en [A]

: Potencia nominal, en [MVA]

: Tensión nominal, en [kVrms fase-fase]



4.6. CORRIENTE DE LÍMITE TÉRMICO

El cálculo de la capacidad de corriente se realiza según la metodología descrita en la norma IEEE 738 -2006 “IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors”[9], para lo cual se deben tener en cuenta los parámetros ambientales del sitio.

Para el cálculo se considera la siguiente ecuación, correspondiente a la condición de equilibrio térmico del conductor:

)(*2csrc TRIqqq +=+

25,175,05,0 )(***283,0 acc TTDfq −= ρ

)(*****

*371,001,152,0

1 acanglec TTkkff

VwfDq −

+=µρ

)(*****

*1695,06,0

2 acanglec TTkkff

VwfDq −

=µρ

( )( ) ( )( )[ ]44 100/273100/273***138,0 +−+= acr TTDq ε

´´*)(** AsinQq ss θα=

´´

)(TcR

qsqrqcI

−+=

Dónde: Kangle: Factor de dirección del viento (ver fórmula 4(a) de ref 9)

qc: Pérdidas en el conductor por convección natural, en W/m

qc1: Pérdidas en el conductor por convección forzada (viento), en W/m

qc2: Pérdidas en el conductor por convección forzada (viento), en W/m

qr: Pérdidas en el conductor por radiación solar, en W/m

qs: Calentamiento del conductor por el sol, en W/m

I: Capacidad de corriente del conductor, en A

R(Tc): Resistencia AC del conductor a una temperatura Tc, en Ω/m

D: Diámetro del conductor, en milímetros.



Tc: Temperatura máxima del conductor, ºC

Ta: Temperatura ambiente, en ºC

ρf: Densidad del aire, kg/m3

kf: Conductividad térmica del aire, W/m (ºC)

µf: Viscosidad dinámica del aire, kg/m-h

Vw: Velocidad del viento, m/s

ε : Coeficiente de emisividad, está entre 0,23 a 0,91

α: Coeficiente de absorción solar, está entre 0,23 y 0,91

Qs: Radiación solar, en W/m2

θ: Angulo efectivo de incidencia sobre el conductor de los rayos solares, en radianes

A’: Área proyectada del conductor, en mm2/m

4.7. INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO Y DENSIDAD DE FL UJO MAGNÉTICO

La metodología utilizada para el cálculo de los campos eléctricos y magnéticos es la expuesta en el capítulo 8 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above” [6]. Se verifica que el conductor de fase seleccionado cumpla con la intensidad de campo eléctrico y la densidad de flujo magnético establecido en el Artículo 14, Tabla 21 del RETIE y en la resolución CREG 098-2000 [3], los cuales se muestran a continuación:

Tabla 1. Valores límites de exposición a campos el ectromagnéticos

Descripción Referencia E (kV/m) B (µT)

Exposición ocupacional en un día de trabajo de 8 horas RETIE 10 500

Campo eléctrico y magnético a borde de servidumbre RETIE y CREG 098-2000 5 100

Para el cálculo de campo eléctrico se tendrá en cuenta la tensión máxima del sistema y para el campo magnético se considerará la capacidad de corriente por límite térmico del conductor.

4.8. REGULACIÓN DE TENSIÓN

Los niveles de regulación recomendados por la resolución CREG 070-98 [1], la cual remite a la Norma Técnica Colombiana NTC 1340 [4], se presentan en la siguiente tabla:



Tabla 2. Niveles de regulación según norma NTC 134 0

La regulación de tensión se calcula mediante la ecuación resultante del modelo de línea corta, descritos en el Electrical Transmision and Distribution Reference Book [11]:

∆% = × × (∅ + ∅)

()

Dónde:

MVA: Potencia aparente transportada.

L: Longitud de la línea [km]

kV: Tensión de fase-fase de la línea.

r: Resistencia del conductor de fases por unidad de longitud [Ohm/km]

X: Reactancia inductiva por unidad de longitud [Ohm/km]

Ø: Ángulo entre el voltaje y la corriente de la línea.



= 0.1736 × "#($%&

'%&) [Ohm/km]

Dónde:

DMG: Media geométrica de las distancias entre las fases

RMG: Radio medio geométrico del haz de conductores

3cabcab xDxDDDMG =

[ ] NNC ARMGNRMG

/1)1()( −=

Dónde:

4/1−= rxeRMGC

[ ])/(2/ NSenoSA π= Para N>1

r: Radio del conductor

N: número de conductores del haz

S: Separación entre conductores del haz

4.9. CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO

Se verifica que el conductor seleccionado para la línea, cuente con la capacidad suficiente para soportar la corriente generada durante un corto circuito en el tiempo previsto de despeje de la falla. Para el caso de este proyecto, los cálculos se realizarán considerando los tiempos de actuación de las protecciones definidos por la resolución CREG 025-1995 [2], (100 ms para la protección principal y 300 ms para la protección de respaldo).

Para ello se utiliza la fórmula sugerida en la norma IEC-60865-1 “Short-Circuit Currents - Calculation of Effects” [10]:

°−+°−+

=

)20(1

)20(1ln

**

20

20

20

20

C

C

T

cAI

b

e

kr θαθα

αρκ



Dónde:

I: Corriente rms, en A.

A: Sección del conductor, en m²

κ20: Conductividad específica a 20°C, en 1/ Ωm

C: Capacidad térmica específica, en J/(kg°C)

ρ: Masa específica, en kg/m³

Tkr: Tiempo de duración del corto circuito, en s

α20: Coeficiente de temperatura, en 1/°C

θb: Temperatura del conductor al inicio del cortocircuito, en °C

θe: Temperatura del conductor al final del cortocircuito, en °C

Cuando la temperatura de referencia sea diferente de 20°C, los valores de las constantes κ20 deben ser modificados en la fórmula anterior.

Se utilizará como criterio de trabajo para la temperatura del conductor al final del cortocircuito: θe, el valor de 200°C, según tabla 6 de la norma IEC- 60865-1 “Short-Circuit Currents - Calculation of Effects” [10].

4.10. EVALUACIÓN DEL CORONA VISIBLE Y PÉRDIDAS POR EFECTO CORONA

4.10.1. Evaluación del efecto corona visible

Para evaluar la presencia de efecto corona se emplea el método grafico descrito en la sección 3.2 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above” [6], en el cual el gradiente superficial de los conductores se calcula como:

()*+ = ,-,./,0(

Dónde:

Fv= Factor de corrección por voltaje

FPS= Factor de corrección por espaciamiento de las fases

FH= Factor de corrección por altura de los conductores con respecto al suelo

E= Gradiente superficial [kV/cm]



E, se obtiene de la figura 3.2.37 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above” [6], la cual se muestra a continuación:

Figura 1. Máximo gradiente superficial

Fv, se calcula como la relación entre el voltaje máximo de operación línea a línea (VLL) y el voltaje de la línea con el que se grafica la figura 3.2.37 del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above” [6], el cual corresponde a 362 kV:

,1 =233(42)

5(42)

FPS, puede obtenerse asumiendo el mayor valor de la figura 3.2.20 de [6], la cual proporciona un factor de corrección por espaciamiento entre fases. Dicha figura se muestra a continuación:



Figura 2. Factor de corrección por espaciamiento

FH, puede obtenerse asumiendo el mayor valor de la figura 3.2.21 de [6], la cual proporciona un factor de corrección por altura de los conductores con respecto al suelo. Dicha figura se muestra a continuación:

Figura 3. Factor de corrección por altura de los c onductores respecto al suelo

El gradiente de iniciación corona se calcula con la ley de Peek [14]:



( )

−= cmKV

rmE po

3

2

07.01230 δ

Dónde:

6 : Densidad relativa del aire

7: Factor de irregularidad de la superficie del conductor (0,9 de acuerdo ref [14])

: Radio del conductor en [cm]

El efecto corona se produce y es visible si EMAX > E0.

4.10.2. Pérdidas por efecto corona

Las pérdidas de efecto corona se dividen en pérdidas en buen tiempo y pérdidas en mal tiempo; las primeras se calculan por el método empírico de Peterson y las segundas por medio del método semiempírico de la IEEE.

Con base en las metodologías de las referencias [12], [13], [14] y [15] se calcularon las pérdidas corona para la línea.

En buen tiempo, las pérdidas corona se calculan con la metodología propuesta por Peterson para un haz de conductores, considerando un solo conductor:

⋅⋅⋅×=

−

m

W

r

D

VfP

eq

nBT 2

26

log

1094.20 ω

Dónde:

D = Separación entre fases [m]

f= Frecuencia [Hz]

Vn = Voltaje de fase-tierra [kV]

req= Radio medio del conductor [m]

ω= 3×10-3⋅eK; dónde K se calcula con la expresión:



=

+0

0443.12354.0E

E

eK

En una línea de transmisión con conductor húmedo, las pérdidas corona se calculan a partir del Gradiente Crítico, el cual depende del estado de la superficie del conductor, su diámetro y las condiciones atmosféricas. Según Peek [15], la expresión para calcular este gradiente es:

( )

−= cmKV

rmE po

3

2

07.01230 δ

Dónde:

hsnmr ⋅−= 000107283.0013.1δ

=hsnm Altura sobre el nivel del mar

m = Medida del estado superficial del conductor (m = 0,9, ref [14]).

Durante el mal tiempo, las pérdidas por efecto corona que se producen en las líneas de transmisión, aumentan considerablemente debido a que en condiciones de lluvia la conductividad del aire aumenta.

Para calcular estas pérdidas se utilizará la metodología francesa de la IEEE [12], [13].

cE

Emfk ,(* )

m

W por fase

k: Depende de la geometría.

( )

⋅

⋅⋅=

σ

σ

βR

reqreq

R

nrf

klog

loglog

502

Dónde:

f Frecuencia



n=1 (representa el números de conductores)

r: radio del conductor en centímetros

r

3.01+=β

, r18=σ , r en cm para un conductor sencillo

Para un conductor sencillo se tiene que r= req

R: es el radio de un cilindro equivalente de potencial cero y corresponde a:

Er

V

reR ⋅=

Para un conductor nuevo que se refiere al primer año, tenemos:

m=0.5 (lluvia fuerte)

m = 0.6 (lluvia ligera)

Del segundo año en adelante tenemos que:

m=0.6 (lluvia fuerte)

m=0.75 (lluvia ligera)

La Función (m,E/Ec) se evalúa de la Figura 4, tomada del libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above” [6]:

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA

Figura 4. Función (m, E/Ec) para calcular pérdidas por Efecto Corona en Mal

4.10.3. Pérdidas totales de energía por efecto

Para la consideración de las pérdidas de energía debidas al efecto corona se debe tener en cuenta los niveles de precipitación media anual de lluvias en la zona y de acuerdo a esto se considera los días de buen tiempo, los días de lluvia fuerte y loligera. Para la región del “Normalización de estructuras metálicas para líneas de transmisión a 230circuito” [16]:

Tabla 3. Precipitación anual en el Departamento del

Precipitación Anual (mm/año)

2000

Con los datos de la Tabla corona mediante las siguientes expresiones:

365

30

365

230 += MTBTNuevo PPPc

365

30

365

230 += MTBTViejo PPPc

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV

Archivo: IEB-792-12-D005(0) Selección conductor de fase Suria

Función (m, E/Ec) para calcular pérdidas por Efecto Corona en Mal tiempo

Pérdidas totales de energía por efecto corona

Para la consideración de las pérdidas de energía debidas al efecto corona se debe tener en cuenta los niveles de precipitación media anual de lluvias en la zona y de acuerdo a esto se considera los días de buen tiempo, los días de lluvia fuerte y loligera. Para la región del Meta se tienen los siguientes datos de acuerdo al libro “Normalización de estructuras metálicas para líneas de transmisión a 230

. Precipitación anual en el Departamento del Meta

Días Secos Días Lluvia Fuerte Días Lluvia Ligera

230 30 105

Tabla 3 se determinan las pérdidas totales de energía por efecto corona mediante las siguientes expresiones:

6.0_5.0_ 365

105== + mMTmMT P

75.0_6.0_ 365

105== + mMTmMT P

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D005(0) Selección conductor de fase Suria - Pto Lopez

Función (m, E/Ec) para calcular pérdidas por Efecto Corona en Mal

Para la consideración de las pérdidas de energía debidas al efecto corona se debe tener en cuenta los niveles de precipitación media anual de lluvias en la zona y de acuerdo a esto se considera los días de buen tiempo, los días de lluvia fuerte y los días de lluvia

se tienen los siguientes datos de acuerdo al libro “Normalización de estructuras metálicas para líneas de transmisión a 230 kV doble

Meta

Días Lluvia Ligera

105

se determinan las pérdidas totales de energía por efecto



4.11. CÁLCULO DE RADIO INTERFERENCIA

La radio interferencia es calculada por el método propuesto por la FG (Forschungsgemeinschaft e.V de Germany (400-KV-FG (Germany)) [17]. Este método está basado en una fórmula comparativa, que usa la Interferencia de Radio (RI) producida por un haz de conductores como referencia.

La radio interferencia producida por cada fase está dada por:

( ) [ ]dBEED

KEd

gKE FWfDnm ++

++

+−+±= 20log20

93.3log4095.1657.53

Dónde:

K = 3 para 750 kV

K = 3.5 para otras líneas, con gradientes máximos de 15-19 kV/cm

gm = máximo campo eléctrico en la superficie del conductor [kVrms/cm].

d = diámetro del conductor en cm.

D = distancia radial del conductor al punto de medida.

En = -4 dB para un único subconductor por fase

En = 10 log(n/4) para n>1, con n número de subconductores por fase.

KD = 1.6 ± 0.1 para frecuencias de medida en el rango 0,5 MHz a 1 MHz.

EFW = 0 para buen tiempo.

EFW = 17 ± 3 para lluvia.

Dónde Ef se calcula por medio de la siguiente expresión considerando que la frecuencia de medición se realiza a 1 MHz:

++=

2

2

1

5,01log20

fE f

Así el nivel de radio interferencia en un punto cualquiera será el mayor de los niveles debido a una sola fase siempre y cuando este esté 3 dB por encima de las otras medidas.

Finalmente, el nivel total de radiointerferencia debido a la línea se calcula como:

10

1

10log10

iRIn

ilineaRI ∑

=

=



De acuerdo con la resolución CREG 098-2000 [3], se estipulan los niveles máximos de radiointerferencia aceptados por la IEEE y el CIGRÉ y se acepta los niveles mínimos de señal-ruido dados en la Tabla 4.

Tabla 4. Niveles de relación señal-ruido mínima CR EG-098-2000

Zona Condición Relación señal-ruido mínima-SNR [dB]

Rural 80 m eje línea a 1 MHz en buen tiempo 22

Urbana 40 m eje línea a 1 MHz en buen tiempo 22

Dado que la resolución CREG 098-2000 [3], no indica la clase de intensidad de la señal a proteger, se adoptan los parámetros técnicos establecidos en el Plan Técnico Nacional de Radiodifusión Sonora en Amplitud Modulada [18] numeral 4 para una estación clase B:

Tabla 5. Características estación clase B

Estación Potencia de operación (kW)

Intensidad de campo utilizable

Diurno Nocturno

µV/m dB (1 µV/m) µV/m dB (1 µV/m)

Clase B 5-10 1250 62 6500 76

Teniendo presente lo anterior, se adoptará un valor de 62 dB para la intensidad de la señal a proteger, en condición de buen tiempo.

Para determinar el nivel máximo de radiointerferencia admisible se utiliza la siguiente expresión de acuerdo a libro “Transmission Line Reference Book 345 kV and Above” [6]:

[ ]dBSNRSNP −=1

Dónde:

NP1=Nivel máximo de radio interferencia admisible [dB]

S= Intensidad de la señal a proteger [dB]

SNR=Relación señal ruido exigida por la CREG 098-2000 [dB]

4.12. CÁLCULO DE RUIDO AUDIBLE

El ruido audible (RA) de la línea es calculado por el método propuesto por la FG (Forschungsgemeinschaft e.V de Germany (400-KV-FG (Germany)) [17], el cual puede ser utilizado en cualquier línea de transmisión que tenga menos de 6 conductores por fase y un diámetro entre 2 y 7 cm.



El ruido audible por cada fase está dado por:

[ ]dBRNdERA iii )log(103,0)log(18)log(4552 −−++±=

Dónde:

Ei = Campo eléctrico en la superficie del conductor en kV/cm

d = Diámetro del conductor en [cm]

N =Número de conductores por fase

Ri = Distancia del conductor al punto de evaluación de cálculo en [m].

Así, el ruido audible total para la línea será:

10

1

10log10

RAin

i

RA ∑=

=

El Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial [19], indica que para zonas urbanas o rurales de tranquilidad y nivel de ruido moderado (sector D), el nivel de ruido máximo permisible es 55 dB en el día y 50 dB en la noche, entendiéndose día desde las 7:01 hasta las 21:00 horas y noche desde las 21:01 hasta las 7:00 horas.

El nivel de ruido audible se determina al borde de la servidumbre de la línea y en condición de buen tiempo, de acuerdo con la resolución CREG 098-2000.

5. INFORMACIÓN DE ENTRADA

Las principales características del sistema a considerar en los cálculos son las siguientes:

Tabla 6. Características del sistema

CARACTERÍSTICA VALOR

Potencia nominal [MVA] 95*

Tensión nominal de línea [kV] 115*

Conductor seleccionado ACSR 477 MCM*

Número de circuitos 2*

Número de conductores por fase 1*

Factor de potencia 0,9**

Longitud total aproximada (km) 60***

Nota: * Valor tomado la Invitación pública a ofertar No 022-2012

**Valores típicos asumidos

***Valor aproximado, de acuerdo con la ruta seleccionada



6. PARÁMETROS AMBIENTALES

Los parámetros ambientales aplicables al sitio del proyecto son los siguientes:

Tabla 7. Parámetros ambientales sitio del proyecto

VARIABLE UNIDAD VALOR

Altura promedio sobre el nivel del mar m 150*

Temperatura mínima ambiente °C 16,7**

Temperatura mínima anual promedio (coincidente) Tcoin °C 22**

Temperatura media anual (EDS) Tprom °C 26,6**

Temperatura máxima absoluta Tmáx °C 37,9**

Viento máximo km/h 120**

Viento máximo promedio km/h 50**

Nivel ceráunico días de tormenta eléctrica/año 120**

Humedad Máxima relativa % 86*

**Valor tomado del Estudio Meteorológico

7. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES DE FASE

La línea tendrá una configuración doble circuito, para ambos circuitos el conductor de fase preseleccionado será el ACSR 477 MCM de acuerdo a “INVITACIÓN PÚBLICA A OFERTAR No. 022-2012”.

8. SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASES

8.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES PRESELECCIO NADOS

Las características principales de los conductores preseleccionados se presentan a continuación:

Tabla 8. Conductores ACSR 477 MCM Preseleccionados

Conductor Código del conductor

Número de hilos Calibre MCM

Diámetro (mm)

Carga de rotura (kg)

Peso (kg/km)

Rac 75°C

(Ω/km) Aluminio Acero

1 ACSR-PELICAN 18 1 477 20,67 5334 769,8 0,145

2 ACSR-FLICKER 24 7 477 21,49 7784 913,6 0,143

3 ACSR-HAWK 26 7 477 21,79 8863 977 0,142

4 ACSR-HEN 30 7 477 22,42 10803 1112 0,142

Nota: * Valor tomado la Invitación pública a ofertar No 022-2012



8.2. POTENCIA

De acuerdo a “INVITACIÓN PÚBLICA A OFERTAR No. 022-2012”. Donde se presentan los esquemas unifilares de las subestaciones Puerto López (40 MVA) y Puerto Gaitán (55 MVA) la línea Suria – Puerto López deberá transmitir la potencia de estas subestaciones (95 MVA).

8.3. COSTOS DE PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE

A continuación se presentan los costos de las pérdidas por efecto Joule calculadas para los conductores preseleccionados de la línea Purnio- Dorada a 115 kV, tomando el valor de la tarifa de energía promedio del último año en la bolsa de energía y aplicando el método del valor presente neto a las pérdidas calculadas para la vida útil del proyecto.

Tabla 9. Costos de pérdidas por efecto Joule

Conductor evaluado Pérdidas totales en VPN ($ Millones COP)

ACSR-PELICAN $ 56.180,15

ACSR-FLICKER $ 55.405,25*

ACSR-HAWK $ 55.017,80*

ACSR-HEN $ 55.017,80*

8.4. ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS

A continuación se presentan los costos comparativos de conductores y pérdidas para los diferentes conductores preseleccionados, el valor de las pérdidas y la suma de ambos en USD, para 25 años de vida útil. Cabe anotar que la tasa representativa del mercado (TRM) el 16/03/13 es de 1.815 $/USD.

Tabla 10. Valor total de los conductores y pérdida s de la línea

Conductores ACSR-PELICAN

ACSR-FLICKER ACSR-HAWK ACSR-HEN

Número de conductores (UND) 6 6 6 6

Valor conductor en fabrica (USD/KM) 3.305,79 3.719,01 3.884,30 4.132,23

Valor conductor en sitio (USD/KM)

4.066,12 4.574,38 4.777,69 5.082,64

Longitud de la línea (Km) 60 60 60 60

Valor total conductor (USD) 1.507.715,70 1.696.180,17 1.771.565,95 1.884.644,63

Valor perdidas (USD) 242.770,65 239.422,09 237.747,81 237.747,81

Total con pérdidas (USD) 1.750.486,35 1.935.602,25 2.009.313,76 2.122.392,44

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA

Figura

Se puede apreciar en la Figura corresponde al conductor ACSR

8.5. ANÁLISIS DE FLECHAS Y TENSIONES

En el Anexo B “Análisis de Flechas y Tensiones”, se presenta verificación mecánica realizada a cada uno de los conductores considerados.

En las Figura 6 se presenta el grafico correspondiente a la comparación de las flechas máximas de los conductores analizados

SELECCIÓN CONDUCTOR DE FASE LÍNEA SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 kV

Archivo: IEB-792-12-D005(0) Selección conductor de fase Suria

Figura 5. Diagrama de costos comparativos

Figura 5 que el menor costo comparativo de conductor y pérdidas corresponde al conductor ACSR PELICAN.

ANÁLISIS DE FLECHAS Y TENSIONES

“Análisis de Flechas y Tensiones”, se presenta el análisis realizada a cada uno de los conductores considerados.

presenta el grafico correspondiente a la comparación de las flechas de los conductores analizados para diferentes vanos.

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D005(0) Selección conductor de fase Suria - Pto Lopez

el menor costo comparativo de conductor y pérdidas

el análisis detallado de la realizada a cada uno de los conductores considerados.

presenta el grafico correspondiente a la comparación de las flechas



Figura 6. Cálculo mecánico - Comparación de flechas máximas

De acuerdo con la gráfica anterior se tienen las siguientes precisiones:

• La mayor flecha en los conductores analizados bajo condiciones de carga máxima, se presenta en el conductor ACSR- PELICAN, condición debida a la relación entre el acero y aluminio del cable, en comparación con la composición de los demás cables.

• Los conductores ACSR- FLICKER, ACSR- HAWK y ACSR- HEN presentan un comportamiento ante máximas cargas de operación muy similar, debido a su composición o relación de aluminio y acero, pero tienen variaciones por efecto de la diferencia en el módulo de elasticidad.

• Los conductores que presentan flechas muy altas, conlleva al uso de estructuras altas, o en su defecto a la ubicación de una mayor cantidad de estructuras, razón por la cual, no se recomienda utilizar conductores que generen flechas elevadas, como es para nuestro el caso el uso del ACSR- PELICAN.

En la Figura 7 se muestran las tensiones horizontales máximas sobre las estructuras, de cada uno de los conductores considerados, de acuerdo con la longitud del vano.



Figura 7. Cálculo mecánico - Comparación de tension es horizontales

máximas

De acuerdo con la gráfica anterior se tienen las siguientes precisiones:

• Las mayores cargas en las estructuras (debida a las tensiones horizontales de los cables), en general se presentan para los conductores que poseen una capacidad última de rotura y un peso mayor, como se puede observar en nuestro caso los conductores ACSR- HEN, ACSR-HAWK y ACSR- FLICKER.

• Las estructuras deben diseñarse para soportar la acción de las solicitaciones impuestas, y se dimensionan de acuerdo con la magnitud de las cargas, obteniendo estructuras pesadas y robustas para cargas muy altas y estructuras más óptimas para cargas más bajas. Además, las cimentaciones también son mayores para el caso de las cargas más elevadas. Por lo tanto, los conductores ACSR- HEN y ACSR- HAWK pueden contribuir al sobre costo de los materiales necesarios para la construcción de las estructuras y las fundaciones.

8.6. CONCLUSIONES SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE

1) El conductor de menor costo comparativo es el ACSR- PELICAN, sin embargo las diferencias en costos no son significativas.



2) El conductor de menor peso es el ACSR- PELICAN, lo cual hace que las estructuras a utilizar sean más livianas, sin embargo la diferencia con respecto al conductor ACSR FLICKER no es significativa.

3) La menor carga de rotura corresponde al conductor ACSR- PELICAN, por tanto la longitud de los vanos es menor, lo cual implica un aumento en el número de estructuras.

4) La composición del conductor ACSR- PELICAN (18/1), en relación con el ACSR- Flicker (26/7) hace que este sea menos flexible, lo cual dificulta su manipulación.

8.7. RECOMENDACIONES

De acuerdo con las conclusiones anteriores y los análisis realizados, para el proyecto se recomienda la utilización del conductor ACSR- FLICKER, ya que con este se obtendrá una cantidad menor de estructuras que las que se obtendrían utilizando un ACSR- PELICAN, y además el peso de las mismas será mucho menor que si se utilizan conductores ACSR- HAWK o ACSR- HEN.



9. RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS CONDUCTOR SELECCIONAD O

9.1. CAPACIDAD NOMINAL

Se verificará que el conductor seleccionado (ACSR- FLICKER) cumpla con la capacidad ampérica requerida para transmitir la potencia nominal de diseño la cual se asumirá como la capacidad total de las subestaciones Puerto López (40 MVA) y Puerto Gaitán (55 MVA), para un total a transmitir de 95 MVA.

I = 95

√3x115x10A = 476,94A

9.2. CORRIENTE DE LÍMITE TÉRMICO

El cálculo de la corriente para el conductor ACSR FLICKER 477 MCM, con base en el equilibrio térmico, se presenta en la siguiente tabla:

Tabla 11. Corriente de límite térmico del conducto r seleccionado

Cálculo de corriente para el conductor calibre 477 MCM, código ACSR FLICKER, en condiciones de operación con base al equilibrio térmico

Datos de Entrada

Parámetro Unidades en

sistema Inglés

Valor Unidades en

sistema MKS

Valor

Diámetro (D) Pulg 0,846 mm 28,14

Sección (A) Pulg2 0,423 mm2 469,81

Temperatura ambiente del sitio (Ta) ºC 37,9 ºC 37,9

Temperatura de trabajo del cond (Tc) ºC 75 ºC 75

Altura sobre el nivel del mar del sitio Pies snm 492,120 msnm 150

Velocidad de viento mínima pie/h 7204,63 m/s 0,610

Radiación solar (Qs) W/pie2 86,063 W/m2 926,37

Coeficiente de absorción solar (α) sin 0,500 sin 0,500

Coeficiente de emisividad, (ε) t sin 0,500 sin 0,500

Angulo de incidencia del sol θ rad 1,571 rad 1,571

Resistencia (Tc) Ω/pie 45,33E-06 Ω/m 14,94E-06

Densidad del aire ρf lb/pie3 0,066 Kg/m3 1,057

Área proyectada del conductor (A’) m2/m 0,071 m2/m 0,022

Conductividad térmica del aire (κf) W/pie(ºC) 0,009 W/m(ºC) 0,028

Viscosidad del aire (µf) lb/h(pie) 48,00E-03 Kg/h(m) 1,95E-05



Cálculo de corriente para el conductor calibre 477 MCM, código ACSR FLICKER, en condiciones de operación con base al equilibrio térmico

Datos de Entrada

Parámetro Unidades en

sistema Inglés

Valor Unidades en

sistema MKS

Valor

Datos de Salida

Pérdidas en el conductor por convección (qc), mayor valor de qc, qc1 y qc2 W/pie 12,253 W/m 40,235

Pérdidas en el conductor por radiación solar (qr).

qr = 0,138 * D * e * [((Tc + 273)/100)4 –((Ta +

273)/100)4]

W/pie 3,107 W/m 10,186

Calentamiento del conductor por el sol (qs).

qs = a * Qs (Sin q) * A’ W/pie 3,034 W/m 9,958

Capacidad de corriente del conductor (I).

A 520 A 520

Límite térmico de potencia (Sth) MVA 104 MVA 104

Nota: El conductor cumple por capacidad de límite térmico y una sobrecarga (1,09 p.u), considerando que la capacidad total de las subestaciones es 95 MVA.

De acuerdo con los resultados de la tabla anterior, el límite térmico de potencia del conductor corresponde a 104 MVA, es decir está sería la máxima potencia que podría transportar el conductor.

9.3. INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO Y DENSIDAD DE FL UJO MAGNÉTICO

Para el cálculo del campo eléctrico y la densidad de flujo magnético se consideran los siguientes parámetros:

Tabla 12. Parámetros de entrada para cálculo de ca mpos eléctrico y magnético

Parámetro Valor Voltaje nominal fase–tierra VnF-T (kV) 66,39 Voltaje máximo de operación a 115 (kV) 123 Ancho de la zona de servidumbre líneas 115 kV 20 m (*1) Altura mínima del conductor al suelo en bosques de arbustos, áreas cultivadas (m) 6,1 Altura mínima del conductor al suelo para cruces de líneas a carreteras secundarias (m) 6,1 Altura de medida de los campos electromagnéticos (m) 1,0 Potencia aparente (MVA) 95 Corriente máxima a circular por los conductores en condición continua (A) 520

R(Tc)

qs-qr qc+=I



Parámetro Valor Temperatura máxima de operación del conductor 75°C (*2) Temperatura media anual 26,6°C (*3) Velocidad de viento mínima en m/s 0,61 (2 ft/s) Altitud 150 msnm

(*1) Distancia de servidumbre establecida en el RETIE Artículo 24. (*2) Valor de acuerdo con criterios básicos de diseño. (*3) Valor tomado del estudio meteorológico.

Para la evaluación de los campos se considerará la siguiente disposición típica de los conductores en la estructura doble circuito propuesta.

En la siguiente tabla se presentan las distancias correspondientes a disposición de conductores propuesta.

Tabla 13. Disposición física de los conductores es tructura doble circuito

Estructura Doble Circuito htorre=46,7 m

Descripción Distancia (m)

Posición Y Cable de Guarda 1 46,7



Estructura Doble Circuito htorre=46,7 m

Descripción Distancia (m)

Posición Y Cable de Guarda 2 46,7

Posición Y Fase A 40,5

Posición Y Fase B 36,3

Posición Y Fase C 32,1

Posición Y Fase C' 40,5

Posición Y Fase B' 36,3

Posición Y Fase A' 32,1

Posición X Cable de Guarda 1 3,75

Posición X Cable de Guarda 2 -3,75

Posición X Fase A 3,75

Posición X Fase B 3,75

Posición X Fase C 3,75

Posición X Fase A' -3,75

Posición X Fase B' -3,75

Posición X Fase C' -3,75

Para la línea a 115 kV del proyecto se tiene:

De acuerdo con el Artículo 14 “CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS”, Numeral 14.4. Valores límites de exposición a campos electromagnéticos para seres humanos [5], “para líneas de transmisión los valores de exposición ocupacional no deben ser superados a 1 m de altura dentro de la zona de servidumbre”.

El campo magnético es calculado de acuerdo a la disposición física de fases ilustrada anteriormente la cual corresponde a una configuración “baja reactancia” de acuerdo a la página 2-31 de la referencia [6], donde la magnitud de dicho campo es en el conductor.

El campo eléctrico es calculado de acuerdo a una configuración superhaz (secuencia A, B, C; A´, B´ y C´), en la cual la magnitud de dicho campo es mayor a nivel del suelo.

Se debe tener claro que, la configuración asumida del sistema corresponde al caso más crítico.

Se analizaron los campos electromagnéticos generados por la línea de transmisión a 115 kV, considerando la altura mínima del conductor 6,1 m de acuerdo al RETIE, para distancias mínimas al suelo en bosques de arbustos, áreas cultivadas, pastos, huertos, así como en cruces de líneas con carreteras y áreas sujetas a tráfico vehicular.



Figura 8. Campo eléctrico línea a 115 kV doble circ uito en función de la

distancia horizontal a 1 m de altura

Figura 9. Densidad de flujo magnético para línea a 115 kV doble circuito en

función de la distancia horizontal a 1 m de altura



Las figuras anteriores ilustran los perfiles de intensidad de campo eléctrico y densidad de flujo magnético respectivamente, cuyos valores de campo eléctrico y magnético máximos y a borde de servidumbre se tabulan en la Tabla 14.

Tabla 14. Intensidades de campo eléctrico y magnét ico

Tipo de Configuración Descripción Altura mínima del

conductor (m) Valor

Doble circuito

Intensidad del campo eléctrico máxima [kV/m] 6,1 2,84

Densidad de flujo magnético máxima [µT] 6,1 13,36

Intensidad de campo eléctrico a borde de servidumbre [kV/m] 6,1 0,73

Densidad de flujo magnético a borde de servidumbre [µT] 6,1 1,67

Por consiguiente, se concluye que se cumple con los límites establecidos por el RETIE, donde se especifica que el máximo valor de campo eléctrico a 1 m del suelo y a borde de la franja de servidumbre deberá ser inferior a 5 kV/m y para el caso del campo magnético el máximo valor debe ser de 100 µT como máximo.

9.4. REGULACIÓN DE TENSIÓN

A continuación se presentan los resultados del cálculo de regulación para la línea del proyecto:

Tabla 15. Cálculos de regulación

Descripción Valor

Potencia Aparente del conductor [MVA] 95

Voltaje de línea (kV) 115

Conductor seleccionado ACSR FLICKER

Resistencia del conductor (Ω/km) 0,1175

Diámetro (mm) 21,48

RMG (mm) 8,364

DMG doble circuito (mm) 8117,76

Reactancia inductiva por unidad de longitud (Ω/km)

0,5185

Longitud total (km) 60,0

Regulación de voltaje línea doble circuito (%) 2,28

La regulación cumple ampliamente con los niveles de regulación exigidos por la CREG 070-98 para este nivel de tensión (±10%, Ver Tabla 2).



9.5. CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO

La capacidad de cortocircuito del conductor evaluado se presenta en la siguiente tabla.

Tabla 16. Capacidad de cortocircuito del cable ACS R FLICKER

Datos de Entrada

Parámetro Unidades Valor

κ20 1/Ωm 34800000

α20 1/°C 0,004

ρ: Kg./m³ 2.700

c J/(kg°C) 910

θe °C 200

θb °C 75

A m2 591,60E-06

Datos de Salida

I (tc=0,3 s) kA 42,70

I (tc=0,1 s) kA 73,96

La capacidad de cortocircuito del conductor seleccionado supera los requerimientos de cortocircuito máximo del sistema, asumiendo una capacidad de cortocircuito de 40 kA de los equipos de interrupción de las subestaciones. Así, el conductor seleccionado cumple con el tiempo de duración de la falla y el nivel de cortocircuito máximo.

9.6. PÉRDIDAS POR EFECTO CORONA

La evaluación y pérdidas por efecto corona para buen tiempo, mal tiempo y totales se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 17. Evaluación y pérdidas por efecto corona

Descripción Valor

Evaluación del Efecto Corona

Número de conductores por circuito 1

Diámetro del conductor [mm] 21,49

Voltaje máximo del sistema [kV] 123

Factor de corrección por voltaje : Fv 0,34

Factor de corrección por espaciamiento entre fases: FPS 1,05

Factor de corrección por altura de conductores: FH 1,02

Gradiente superficial E [kV/cm] 22,00

Gradiente superficial de tensión máximo [kV/cm] 8,01

Gradiente crítico [kV/cm] 24,85



Descripción Valor

Pérdidas por efecto Corona

Pérdidas totales para buen tiempo [W/m] 2,06

Pérdidas totales para buen tiempo [kW] 0,1116

Pérdidas totales para mal tiempo [W/m] ; m=0,5 2175,68



Pérdidas totales para mal tiempo [kW] ; m=0,5 117,48



Pérdidas conductor nuevo [kW] 23,04

Pérdidas conductor viejo [kW] 3,18

Porcentaje de pérdidas conductor nuevo respecto a la potencia de transmisión [%]

0,026

Porcentaje de pérdidas conductor viejo respecto a la potencia de transmisión [%] 0,004

Para el conductor seleccionado no se produce el efecto corona visible debido a que el gradiente superficial máximo es menor que el gradiente crítico, y adicionalmente las pérdidas para conductor viejo son significativamente inferiores a las pérdidas para el conductor nuevo, esto debido a que el aumento en la edad del conductor hace que este se ponga más liso y por ende disminuyen las pérdidas.

9.7. RADIO INTERFERENCIA

Los valores de radio interferencia calculados se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 18. Niveles de radio interferencia

Descripción Valor

Intensidad de la señal a proteger [S] 62

Nivel máximo de radiointerferencia permisible [NP1] 40

Radio interferencia total zona rural alturas críticas [dB] 2,91

Radio interferencia total zona rural alturas reales [dB] 1,90

El conductor seleccionado cumple con el nivel de radio interferencia permisible de acuerdo a la relación señal-ruido estipulado por la CREG 098-2000 [3], los cuales se presentan en Tabla 4.



9.8. RUIDO AUDIBLE

Los valores de ruido audible calculados se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 19. Niveles de Ruido Audible

Descripción Valor

Ruido audible máximo permisible horario nocturno [dB] 50

Ruido audible total alturas críticas [dB] 32,50

Ruido audible total alturas reales [dB] 29,12

El conductor seleccionado cumple con los niveles de ruido audible exigidos por el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial [19], al borde de la servidumbre y en condiciones de buen tiempo.



10. CONCLUSIONES

Para la línea doble circuito Suria- Puerto López a 115 kV, el conductor ACSR- FLICKER cumple con todos los requerimientos técnicos de capacidad ampérica, regulación, cortocircuito, intensidad de campo eléctrico, densidad de flujo magnético, evaluación y pérdidas por efecto corona, radio interferencia, ruido audible y pérdidas por efecto Joule.

La máxima potencia que pude transportar el conductor ACSR- FLICKER, de acuerdo con el límite térmico es de 104 MVA.

11. RECOMENDACIONES

A continuación se resumen las principales características del conductor de fase a utilizar de acuerdo a las normas ASTM Standars, en la línea de transmisión Suria- Puerto López a 115 kV.

Tabla 20. Características técnicas del conductor AC SR FLICKER

Descripción Valor

Calibre AWG/MCM 477

Diámetro (mm) 21,49

Sección (mm2) 273,11

Resistencia AC del conductor a 75°C (Ω/km) 0,143

Resistencia DC del conductor a 20°C (Ω/km) 0,1175

Tensión de rotura del conductor (kgf) 7784

Peso del conductor (kgf/km) 913,60

Módulo de elasticidad (kgf/mm2) 7.000

Coeficiente de dilatación lineal (1/°C) 19,30E-06

Capacidad de corriente del conductor a una temperatura ambiente 37,9 ºC y temperatura máxima 75 ºC, velocidad viento 0,61 m/s, f=60 Hz (A)

520

Capacidad de corriente en cortocircuito t=1 s, Ti=75°C; Tf=200°C (kA)

23,39



12. REFERENCIAS

1. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG. Resolución 070-1998, Colombia, 1998.

2. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG. Resolución 025-1995, Colombia, 1995.

3. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG. Resolución 098-2000, Modificación al Anexo CC1 del Código de Conexión (CREG 025-1995), 11 Diciembre 2000.

4. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 1340. Tensiones y frecuencia nominales en

sistema de energía eléctrica en redes de servicio público, Colombia, 2004. 5. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Reglamento Técnico de Instalaciones

Eléctricas- RETIE. Colombia, 2008. 6. ELECTRICAL POWER RESEARCH INSTITUTE – EPRI. Transmission Line Reference

Book 345 kV and Above/Second Edition. USA, 1982. 7. THE INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, INC. (IEEE).

National Electrical Safety Code NESC C2-2007. 2007. 8. AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS. ASTM. Standard

specification for Concentric-lay-Stranded Aluminum-Conductors, Coated-Steel Reinforced (ACSR) B 232/B 232 M-01.

9. INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, INC. (IEEE). IEEE

Standard 738. Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors, Nueva York, Enero 2007.

10. INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC Standard 60865-

1.Short-Circuit Currents - Calculation of Effects. Tercera Edición, 2011. 11. CENTRAL STATION ENGINEERS OF THE WESTINGHOUSE ELECTRIC

CORPORATION. Electrical Transmision and Distribution Reference Book. 12. CLADÉ J. J., GARY C. H. AND LEFEVRE C.A. Calculations of Corona Losses Beyond

the Critical Gradient in Alternating Voltage. IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-88. No. 5. May 1969.

13. CLADÉ J. J., GARY C. H. Predetermination of Corona Losses Under Rain: Influence of

Rain Intensity and Utilization of a Universal Chart. IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-89. No. 6. July-August 1970.

14. CLADÉ J. J., GARY C. H. Predetermination of Corona Losses Under Rain:

Experimental Interpreting and Checking of a Method to Calculate Corona Losses. IEEE



Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-89. No. 5/6. May/June 1970.

15. IEEE CORONA AND FIELD EFFECTS SUBCOMITTEE REPORT. RADIO NOISE

WORKING GROUP. A Survey of Methods for Calculating Transmission Line Conductor Surface Voltage Gradients. . IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-98. No. 6. Nov./Dec. 1979

16. INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A., Normalización de estructuras metálicas para

líneas de transmisión a 230 kV doble circuito- Mapa de precipitación anual, 1989. 17. FORSCHUNGSGEMEINSCHAFT E.V DE GERMANY (400-KV-FG (GERMANY)

400 kV, Alemania 1966. 18. MINISTERIO DE TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN Y LAS COMUNICACIONES.

Plan Técnico Nacional de Radiodifusión Sonora en Amplitud Modulada. Mayo, 2012. 19. MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL. Resolución

627 del 7 de Abril de 2006. Norma Nacional de emisión de ruido y ruido ambiental. 20. NEXANS- “GLOBAL EXPERT IN CABLES AND CABLING SYSTEMS. CABLES

PARA REDES DE ENERGÍA TIPO ACSR. 2012.

Anexo A

COSTOS DE LOS CONDUCTORES



Los costos de los conductores en fábrica fueron suministrados vía correo electrónico el 06 de Marzo de 2013 por NEXANS COLOMBIA (con base de precio promedio del aluminio LME de Marzo 2013), los cuales fueron ajustados con IVA y fletes y seguro terrestre para tener los costos comparativos en sitio.

A continuación se presenta un extracto de dicho mensaje con los costos en COP/m:

Estos costos fueron convertidos a USD por km, para lo cual se consideró la tasa representativa del mercado del 16 de Marzo de 2.013 (1 USD = COP 1815).

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CONTRATO 4500000997 CONSTRUCCIÓN DEL · PDF filenorma IEEE 738 -2006 “IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors”[9], para lo cual se deben