criterios de dise+¦o electromec+ínico de la l+¡nea rev 1 tramo i

1 Salidas de línea por descargas atmosféricas según COES 26/11/2010 MIP/ERD HCSM QRS

0 Emisión final 28/10/2010 ERD HCSM QRS

A Emitido para aprobación y comentarios 16/09/2010 ERD HCSM QRS

A0 Revisión interna 12/09/2010 ERD HCSM QRS

Rev. Descripción Fecha Ejec. Rev. Apr.

Línea de Transmisión 500 kV Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo y Sub Estaciones

ATS

Titulo:

Criterios de diseño electromecánico de las líneas

Informe N°: Revisión

AP-02-2150-IT-001 1

Responsable Técnico:

Quintín Romero S. Página 1 de 31

Criterios diseño electromecánico de la línea Página 2 de 31

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Índice Criterios de diseño electromecánico de la línea

1.0. Alcance y objetivo .............................................................................................. 4

2.0. Normas e Instituciones reguladoras ..................................................................... 4

3.0. Condiciones ambientales .................................................................................... 4

4.0. Características de la línea .................................................................................... 5

5.0. Características de los conductores de fase ........................................................... 5

5.1. Características del cable OPGW .......................................................................................... 7

6.0. Determinación de la aislación ............................................................................. 7

6.1. Consideraciones generales ................................................................................................. 7

6.2. Numero de aisladores ........................................................................................................ 7

6.2.1. Número de aisladores por nivel de contaminación .............................................................. 7

6.2.2. Número de aisladores por BIL (Basic lightning impulse insulation level) ............................... 8

6.3. Espaciamientos mínimos en aire ......................................................................................... 9

6.3.1. Aislación en la estructura por sobretensión frecuencia industrial ........................................ 9

6.3.2. Aislación en la estructura por sobretensión de maniobra .................................................... 9

6.3.3. Aislamiento para mantenimiento de línea viva ................................................................. 11

6.3.4. Distancias entre fases en el medio del vano ...................................................................... 11

6.4. Aislación por descargas atmosféricas................................................................................ 12

6.5. Oscilación de la cadena de aisladores ............................................................................... 15

6.6. Distancias del conductor al suelo ...................................................................................... 16

7.0. Cuadros de Cargas de las estructuras................................................................ 17

7.1. Características del cable de comunicaciones ..................................................................... 17

7.2. Hipótesis ambientales ...................................................................................................... 18

7.3. Descripción general de cargas .......................................................................................... 19

7.4. Combinaciones de carga .................................................................................................. 21

7.5. Factores de sobrecarga .................................................................................................... 24

7.6. Factores de forma ............................................................................................................ 24


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7.7. Cargas de viento .............................................................................................................. 24

7.8. Pesos complementarios .................................................................................................... 24

8.0. Diseño electromecánico de la línea ................................................................... 24

8.1. Descripción general de cargas .......................................................................................... 24

8.1.1. Capacidad mecánica de los conjuntos de suspensión y de anclaje. ................................... 24

8.1.2. Carga transversal en la cadena de suspensión .................................................................. 25

8.1.3. Carga vertical en la cadena de suspensión ....................................................................... 26

8.1.4. Carga total para las estructuras de suspensión ................................................................. 26

8.1.5. Carga total para las estructuras de anclaje ....................................................................... 27

8.2. Franja de seguridad .......................................................................................................... 27

8.3. Distancias mínimas en cruces y paralelismo de líneas de potencia .................................... 28

8.3.1. Distanciamiento vertical entre conductores ...................................................................... 28

8.3.2. Distancias mínimas en cruces con líneas de comunicación ................................................ 29

8.3.3. Distancias mínimas a otras líneas paralelismos .................................................................. 29


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1.0. Alcance y objetivo

El presente documento presenta los criterios de diseño electromecánico de la Línea de Transmisión 500 kV Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo, en este se definen los criterios a emplearse en los documentos de determinación de la aislación, cuadros de carga y diseño electromecánico del proyecto.

2.0. Normas e Instituciones reguladoras

El diseño cumplirá con las últimas ediciones de las siguientes normas y reglamentos

- CNE Suministro 2001 Código nacional de electricidad suministro 2001

A su vez se realiza de acuerdo a la edición más reciente de las normas y/o reglamentos emitidos por los siguientes organismos:

- IEC International electrotechnical commission.

- NESC National Electrical Safety Code

- EPRI Electric Power Research Institute

- “Redes de energía eléctrica”, publicado por la Subgerencia de Producción de Endesa Chile en 1982)

3.0. Condiciones ambientales

Las condiciones ambientales consideradas para el diseño de las instalaciones, se analizarán según la zona geográfica del trazado de la línea proyectada:

a) Zona Geográfica según CNE Suministro 2001 : Zona C, área 0

a) Altura Máxima sobre el nivel del mar : 1500 m.s.n.m

b) Temperatura ambiente

• Media : 20º C

• Máxima : 30º C

• Mínima : 0º C

c) Viento máximo : 26 m/s

d) Espesor radial de hielo : No se considera


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4.0. Características de la línea

Las características relevantes a considerar para el diseño de las instalaciones correspondientes a la línea 500 kV Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo se indican a continuación:

- Tensión nominal : 500 kV

- Tensión máxima : 550 kV

- Nº Circuitos : 1

- Nº conductores/fase : 4

- Disposición del circuito : Horizontal

- Cable de guardia : OPGW (24 filamentos)

- Conductor es : ACAR calibre 700 y 750

MCM (18/19)

- Temperatura máxima en emergencia : 55ºC

- Longitud : 870 km

5.0. Características de los conductores de fase

Las características principales de los conductores de fase a utilizar en las instalaciones de la línea de transmisión de 500 kV Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo se indican a continuación:

a) Conductor 700 MCM 18/19

- Tipo : ACAR Aluminio

reforzado con aleación de

aluminio 6201

- Calibre : 700 MCM

- Diámetro : 24,45 mm

- Sección : 354,6 mm2

- Peso : 0,976 kg/m


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- Cantidad de hebras de aluminio EC : 18

- Cantidad de hebras de aleación de alum. 6201 : 19

- Diámetro de hebra de aluminio EC : 3,49 mm

- Diámetro de hebra de aleación de alum. 6201 : 3,49 mm

- Tipo de hebra : Cilíndrica

- Tensión de ruptura : 8035 kgf

- Coeficiente de dilatación lineal : 23x10-6 1/ºC

- Resistencia DC a 20ºC : 0,0874 Ohm/km

- Modulo de elasticidad : 6000 kg/mm2

b) Conductor 750 MCM 18/19

- Tipo : ACAR Aluminio

reforzado con aleación de

aluminio 6201

- Calibre : 750 MCM

- Diámetro : 25,32 mm

- Sección : 380,2 mm2

- Peso : 1,046 kg/m

- Cantidad de hebras de aluminio EC : 18

- Cantidad de hebras de aleación de alum. 6201 : 19

- Diámetro de hebra de aluminio EC : 3,617 mm

- Diámetro de hebra de aleación de alum. 6201 : 3,617 mm

- Tipo de hebra : Cilíndrica

- Tensión de ruptura : 8615,7 kgf

- Coeficiente de dilatación lineal : 23x10-6 1/ºC

- Resistencia DC a 20ºC : 0,0815 Ohm/km

- Modulo de elasticidad : 6000 kg/mm2


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5.1. Características del cable OPGW

Las características principales del cable OPGW que se instalará en la línea 500 kV Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo se indican a continuación:

- Tipo : OPGW

- Material Exterior : Aleación de Aluminio

- Diámetro nominal del cable : 14,4 mm

- Sección transversal : 120 mm2

- Resistencia a la rotura : 11310 kg

- Peso : 700 kg/km

- Coeficiente de dilatación : 14x10-6 1/ºC

- Módulo de elasticidad : 13100 kg/mm2

6.0. Determinación de la aislación

6.1. Consideraciones generales

Se tienen los siguientes parámetros entregados en las especificaciones técnicas del proyecto, según el Anexo I del contrato de concesión:

- Sobretensión a frecuencia industrial: 550 kV

- Sobretensión de maniobra: 1150 kV

- Sobretensión de impulso atmosférico: 1550 kV

6.2. Numero de aisladores

6.2.1. Número de aisladores por nivel de contaminación

La distancia de fuga mínima requerida por la cadena de aisladores (DFUGA) que conformarán los conjuntos se determina en función del grado de contaminación del entorno en el cual se ubica la línea, según la norma IEC-60815, con este propósito se evalúa la siguiente expresión:

fonom DVk ⋅⋅=FUGAD


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, donde:

Dfo = Nivel de Contaminación IEC-60815 : Zona II 20 mm/kV

Zona III 25 mm/kV

Zona IV 31 mm/kV

K = Sobretensión Normal : 1,1

Vnom = Voltaje Nominal : 500 kV

El número de aisladores por nivel de contaminación es igual se calculará con la siguiente expresión:

FUGA

F0

DN=

L

, donde:

N = Número de aseladores por contaminación

LFO = Línea de fuga especifica según tipo de aislador

6.2.2. Número de aisladores por BIL (Basic lightning impulse insulation level)

El nivel básico de aislación a impulso tipo rayo (BIL), determina el número mínimo de aisladores necesarios para soportar sobretensiones de distintos orígenes por la cadena. De acuerdo al Anexo I, el nivel para sobretensiones de impulso tipo rayo es de 1550 kV.

El valor crítico de CFO (critical flashover voltage), para un 50% de descargas y un 50% de probabilidades de ser resistidos, de acuerdo a una curva de Gauss, se obtiene de la siguiente forma:

δσ ⋅−=

)3.11(

BILCFO50

, donde:

CFO50 = Critical flashover voltaje, para un 50% de probabilidades kV

BIL = Nivel básico de aislación a impulso tipo rayo kV

δ = Densidad relativa del aire, depende de los m.s.n.m y la temperatura ambiente.

σ = Desviación estándar (pu)

Según norma IEC 60071-2, el valor de desviación estándar para un sobretensión de impulso tipo rayo es de 3%


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6.3. Espaciamientos mínimos en aire

6.3.1. Aislación en la estructura por sobretensión frecuencia industrial

El voltaje crítico de aislación bajo condiciones de sobretensión a frecuencia industrial (VFI50), se determina evaluando la siguiente expresión:

δσ ⋅⋅−=

)K1(

VVFI M

50

, donde:

VFI50 = Voltaje crítico de soportabilidad

VM = Tensión operativa máxima fase-tierra

K = Factor según probabilidad del 99.87%

σ = Desviación estándar

δ = Densidad relativa del aire

Según el Anexo I la tensión operativa máxima es de 550 kV, la tensión fase tierra máxima VM es de 449 kV para una probabilidad de 99.87% tenemos K=3, tomando una desviación estándar (σ) del 2% según capítulo 4.6.2. del texto de referencia “EPRI AC Transmission Line Reference Book-200 kV and Above, Third Edition.

Las distancias mínimas fase-tierra necesarias en la estructura para sobretensiones a frecuencia industrial se obtienen de la figura del Anexo A (curva Conductor to Tower Leg) correspondiente al capítulo 4.6.2. del texto de referencia “EPRI AC Transmission Line Reference Book-200 kV and Above, Third Edition”.

6.3.2. Aislación en la estructura por sobretensión de maniobra

La sobretensión de maniobra, en un sistema aislado en aire, es un sobre voltaje de origen interno y se produce por cambios en la configuración del sistema.

El voltaje crítico (VSM50), que debe soportar la cadena de aisladores, se determina evaluando la siguiente expresión:

δσ ⋅⋅−=

)K1(

VVSM M

50

, donde:

VSM50 = Voltaje crítico de soportabilidad

VM = Sobretensión de maniobra máxima fase a tierra


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K = Factor según probabilidad de un 99.87%

σ = Desviación estándar

δ = Densidad relativa del aire

Según el Anexo I la tensión de sobretensión de maniobra fase-fase VM es de 1150 kV, por lo tanto la tensión máxima fase tierra VM es de 939 kV, para una probabilidad de 99.87% tenemos K=4.8 (figura N°8 del capítulo 3.1.4.1. del texto de referencia “Redes de energía eléctrica”, publicado por la Subgerencia de Producción de Endesa Chile en 1982), tomando una desviación estándar (σ) del 5% según capítulo 5.2.6. del texto de referencia “EPRI AC Transmission Line Reference Book-200 kV and Above, Third Edition.

Las distancias mínimas fase-tierra necesarias en la estructura para sobretensiones de maniobra se obtienen de la fórmula presentada en el capítulo 5.5 de la referencia “EPRI AC Transmission Line Reference Book-200 kV and Above, Third Edition”:

D

KVSM SM

81

340050

+

⋅=

De esta fórmula se obtiene el valor del espaciamiento mínimo en aire (D), la cual queda en función de la soportabilidad mínima requerida para sobretensiones de maniobra (VSM50), y el factor KSM.

50

50

3400

8

VSMK

VSMD

SM −⋅⋅

=

El factor KSM es 1,45 para la distancia fase tierra del conductor-estructura lateral figura 1, y 1,25 para conductor-ventana de la estructura figura 2, según la norma IEC 60071-2 Anexo G tabla G.1.


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Figura 1: Distancia conductor-estructura lateral

Figura 2: Distancia conductor-ventana

6.3.3. Aislamiento para mantenimiento de línea viva

Según la recomendación en la tabla 124-1 de la norma NESC (edición 2007).

6.3.4. Distancias entre fases en el medio del vano

La separación mínima entre conductores en el centro del vano, para evitar descargas eléctricas entre fases, se determina de acuerdo a la siguiente fórmula:

150

VLfkD máxcmin ++⋅=


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, donde:

Dmin = Separación mínima entre conductores en el centro del vano

k = Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores

f = Flecha del conductor a 55ºC

LC = Longitud de la cadena de aisladores

Vmáx = Tensión operativa máxima del sistema

El factor k depende de la oscilación de los conductores producto de la presión de viento, y el nivel de tensión, referenciado en el Art. 25 del Ap. II del texto "Líneas de Transporte de Energía" 3ª Edición del autor Luis María Checa.

6.4. Aislación por descargas atmosféricas

Para estimar el número de fallas debido a sobretensiones atmosféricas, se debe conocer, la densidad de rayos en la zona. La densidad de rayos de la zona depende del nivel isoceráunico de esta (número de días al año en que se escucha un trueno), diferentes autores que han tratado el tema han llegado a una forma empírica de poder determinarlo. El valor medio dado por Diesendorf es el siguiente:

TN ⋅= 15,0

, donde:

N = Densidad de rayos en la zona (rayos/km2·año)

T = Nivel isoceráunico (depende de la zona)

Existen 2 tipos de fallas por descargas atmosféricas:

- Fallas por apantallamiento (cebado directo, conductor de fase)

- Fallas por Backflashovers (cebado inverso, cable de guardia)

Las fallas por apantallamiento, se provocan cuando el rayo incide directamente sobre el conductor de fase. Estas dependen de la geometría de la estructura, del ángulo de blindaje que proporciona el cable de guardia.


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Las fallas por backflashovers (cebado inverso), se provocan cuando el rayo incide sobre el cable de guardia. Estas dependen del nivel de aislamiento, y de la resistencia de puesta a tierra de las estructuras.

Antes de calcular la intensidad crítica se debe conocer el valor del CFO, el cual depende del largo de la cadena de aisladores.

)()/(520 mLmkVCFO ⋅=

, donde:

CFO = Critical flashover voltaje (kV)

L = Largo de la cadena, en metros

La intensidad crítica para provocar el cebado directo de la cadena de aisladores, se obtiene de la siguiente expresión:

⋅=o

crit Z

CFOI

2

, donde:

Icrit = Corriente que produce el cebado de la aislación (kA)


ZO = Impedancia de onda del conductor de fase, modificada por el

efecto corona (ohms).

La intensidad crítica para provocar el cebado inverso de la cadena de aisladores, se obtiene de la siguiente expresión:

⋅=equi

crit Z

CFOI

2

, donde:

Icrit = Corriente que produce el cebado de la aislación (kA)


Zequi = Impedancia equivalente, impedancia de onda del cable de

guardia y resistencia de puesta a tierra de la estructura (ohms)


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Existe una distancia crítica alrededor del conductor de fase y del cable de guardia de forma que los rayos cuyo último paso se encuentre más cercano que esta distancia impactaran sobre el conductor correspondiente (ver figura 3).

Figura 3: Distancias críticas

Las formulas para el cálculo de las distancias críticas, según la IEEE Standard 1243-1997:

65,010 ⋅⋅== IRR Ps

, donde:

R = Distancia crítica, en metros

I = Corriente peak del rayo

De acuerdo a lo desarrollado existe una distribución de probabilidad de que ocurra determinada corriente que produzca una falla del aislamiento, la cual es:

+=

6,2

311

1

IP


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, donde:

P = Probabilidad de que ocurrencia de la corriente

I = Corriente que produce el cebado en la aislación directo o

inverso (kA)

De acuerdo a esta probabilidad se determine el número de fallas por 100 km año, por cebado directo e inverso, la suma de estos dos valores determina el número total de salidas por 100 km-año de la línea.

21 nfnfnf +=

, donde:

nf = Número total de fallas por 100km-año

nf1 = Número total de fallas por cebado directo por 100 km-año

nf2 = Número total de fallas por cebado inverso por 100 km-año

El estudio se realizará para distintos valores de resistencia de puesta a tierra en las estructuras, de acuerdo a esto se obtendrá el valor mínimo de resistencia de puesta a tierra en las estructuras para que no se supere el número de salidas al año permitido, se considera que la línea está provista de un sistema de reconexión automática que asegurará a lo menos un 75% de reconexiones exitosas, con lo cual el sistema de transmisión no deberá superar las 0,2 salidas por 100/km-año. Los valores obtenidos para la resistencia de puesta a tierra se deberán confirmar luego que se realice el estudio de resistividad de terreno.

6.5. Oscilación de la cadena de aisladores

El ángulo de desviación de la cadena de suspensión se puede determinar evaluando la siguiente expresión:

.3

11.1 ( 0.5 ) 10 2 ( )

2tan0,5

v sc c vc ca a c va sc c

vsc c ca a a

vp

L N P N L P N T sen

LN p N N p

R

αϕ ϕα

−

−

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅


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, donde:

Nsc = Número de conductores por fase

Øc = Diámetro del conductor

Øa = Diámetro del aislador

Pvc = presión de viento sobre el conductor

Pva = Presión de viento sobre el aislador

Lv = Luz de viento

Rvp = Luz de viento luz de peso

α = Angulo de deflexión de la línea

Tc = Tensión longitudinal del cable

P0 = Peso unitario del conductor

Pa = Peso del aislador

Nca = Número de cadenas en paralelo

Na = Número de aisladores

Lc = Largo de la cadena

6.6. Distancias del conductor al suelo

Para efectos de diseño se considerará el conductor de fase en punto de operación de máxima transferencia de potencia 55 ºC, en condición final sin sobrecargas.

Según el Anexo I ítem 212, las distancias del conductor al suelo son las que se representan según tabla 232-1a del Anexo I del contrato de concesión.


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Tabla 232-1.a

7.0. Cuadros de Cargas de las estructuras

7.1. Características del cable de comunicaciones

Las características principales del cable de comunicaciones que se instalará en la línea 500 kV Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo se indican a continuación:

- Tipo : OPGW

- Material Exterior : Aleación de Aluminio

- Diámetro nominal del cable : 14,4 mm

- Sección transversal : 120 mm2

- Resistencia a la rotura : 11310 kg

- Peso : 700 kg/km

- Coeficiente de dilatación : 14x10-6 1/ºC

- Módulo de elasticidad : 13100 kg/mm2


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7.2. Hipótesis ambientales

Las hipótesis climáticas para el cálculo de conductores serán las siguientes:

Hipótesis 1 Condición normal Temperatura conductor [ºC] 20 Temperatura ambiente [ºC] 20 Velocidad de viento [m/s] 0

Hipótesis 2 Flecha máxima (1300MVA) Temperatura conductor [ºC] 55 Temperatura ambiente [ºC] 30 Velocidad de viento [m/s] 0

Hipótesis 3 Viento máximo

Temperatura conductor [ºC] 10 Temperatura ambiente [ºC] 10 Velocidad de viento [m/s] 26

Hipótesis 4 Temperatura mínima


Hipótesis 5 Viento medio


Las hipótesis climáticas para el cálculo del cable de comunicaciones serán las siguientes:

Hipótesis 1 Condición normal Temperatura conductor [ºC] 20 Temperatura ambiente [ºC] 20 Velocidad de viento [m/s] 0

Hipótesis 2 Flecha máxima Temperatura conductor [ºC] 30 Temperatura ambiente [ºC] 30 Velocidad de viento [m/s] 0


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Hipótesis 3 Viento máximo


Hipótesis 4 Temperatura mínima


Hipótesis 5 Viento medio


Estos valores son los que se encuentran en la Tabla 250-1-B del código nacional de electricidad suministro (Zona C y Área 0). Para el cálculo de las temperaturas normal y máxima se recopiló información meteorológica (Viento y Temperatura) del SENAMHI de las estaciones Cañete, Hacienda Bernales, Copara, Lomas, La Joya, Moquegua y Camaná.

7.3. Descripción general de cargas

Las combinaciones de carga consideran el efecto conjunto de los esfuerzos mecánicos ortogonalmente independientes ejercidos por los conductores de fase y cable de comunicaciones, en el punto se sujeción de las cadenas de anclaje y suspensión

Las solicitaciones sobre las estructuras contemplan la inclusión de los efectos climáticos de la zona como son las presiones de viento, temperatura ambiental y presencia de hielo; debidas a los conductores de fase y cable de comunicaciones, y esfuerzos debidos a los pesos de aislación, ferretería y accesorios.

Cargas verticales

Peso de los conductores y cable de comunicaciones determinado de acuerdo a

la luz de peso del tramo.

Peso de la aislación, ferretería y accesorios.


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Cargas transversales

- Efecto de las presiones de viento sobre los conductores de fase y cable de comunicaciones, determinados de acuerdo a la luz de viento del tramo.

- Efecto de las presiones de viento sobre la aislación.

- Efecto del esfuerzo mecánico ejercido por la componente transversal de las tensiones longitudinales de los conductores de fase y cable de comunicaciones en el punto de sujeción de las cadenas de anclaje, producto del ángulo de la línea.

Cargas longitudinales

- Efecto del esfuerzo mecánico ejercido por la componente longitudinal de las tensiones longitudinales de los conductores de fase y cable de comunicaciones en el punto de sujeción de las cadenas de anclaje, considerando el ángulo de la línea.

- Efecto de las presiones de viento longitudinales a las líneas ejercidas sobre los conductores de fase, cable de comunicaciones y aislación.

Remate

- Fuerzas longitudinales actuando en la dirección del vano y hacia un mismo lado de la estructura, producto de las tensiones ejercidas por los conductores de fase y cable de comunicaciones.

Basados en factores de reducción para cortadura en conductores en haz, se propone lo siguiente para el cálculo de la sobrecarga longitudinal (rotura de conductores);

Suspensión: Se considera la rotura de uno de los conductores del haz

Anclaje: 50% del haz con tensión máxima

Remate: cortadura de todo el haz con tensión máxima

Para el cálculo del desequilibrio longitudinal se emplea el siguiente criterio:

Suspensión: 15% de la tensión normal

Anclaje y anclaje: 50% de la tensión viento medio


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7.4. Combinaciones de carga

Estructuras de suspensión:

Combinación Solicitaciones Presión y dirección del viento

I Viento máximo transversal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento máximo

- Normal a la línea

II Viento máximo longitudinal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento máximo

- Dirección de la línea

III Sobrecarga vertical con viento transversal

- Cargas verticales

- Sobrecarga vertical

- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento medio


IV Sobrecarga longitudinal con viento transversal

- Cargas verticales

- Cargas de viento excepto en

conductores

- Efecto de ángulo

- Sobrecarga longitudinal

- Viento medio


V Sobrecarga longitudinal con viento longitudinal

- Cargas verticales


conductores

- Efecto de ángulo


- Viento medio


VI Desequilibrio longitudinal con viento transversal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Desequilibrio longitudinal

- Viento medio


VII Tendido con viento longitudinal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Tendido

- Viento medio

- Dirección normal a la

línea

VIII Montaje - Montaje de la estructura


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Estructuras de anclaje:


I.1 Viento máximo transversal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento máximo


I.2 Viento máximo transversal tiro ascendente

- Cargas verticales ascendentes

- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento máximo


II.1 Viento máximo longitudinal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento máximo


II.2 Viento máximo longitudinal tiro ascendente


- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento máximo



- Cargas verticales


- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento medio


IV Sobrecarga longitudinal con viento transversal

- Cargas verticales


conductores

- Efecto de ángulo


- Viento máximo


V Sobrecarga longitudinal con viento longitudinal

- Cargas verticales


conductores

- Efecto de ángulo


- Viento máximo


VI Desequilibrio longitudinal con viento transversal

- Cargas verticales

- Cargas de viento


- Viento máximo


VII Desequilibrio longitudinal con viento longitudinal

- Cargas verticales

- Cargas de viento


- Viento máximo


VIII Tendido con viento transversal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Viento máximo



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- Tendido

IX Montaje - Montaje de la estructura

Estructuras de remate:


I.1 Viento máximo transversal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Remate

- Viento máximo


I.2 Viento máximo transversal tiro ascendente


- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Remate

- Viento máximo


II.1 Viento máximo longitudinal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Remate

- Viento máximo


II.2 Viento máximo longitudinal tiro ascendente


- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Remate

- Viento máximo



- Cargas verticales


- Cargas de viento

- Efecto de ángulo

- Viento medio


IV Tendido con viento transversal

- Cargas verticales

- Cargas de viento

- Tendido

- Viento máximo


V Montaje - Montaje de la estructura


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7.5. Factores de sobrecarga

Las torres de suspensión serán diseñadas con Grado C y para las torres de anclaje o remate serán diseñadas con Grado B, conforme el CNE suministro 2001.

Torres de suspensión Torres de anclaje y

remate

Cargas verticales 1,5 1,5 Cargas transversales de viento 2,2 2,5 Cargas transversales de tense

del conductor 1,3 1,65

Cargas longitudinales 1,3 1,65

7.6. Factores de forma

El CNE Suministro 2001 establece en el artículo 252.B.2.c. un factor de forma de 3,2 a aplicarse en las estructuras de celosía.

Las cargas de viento en las estructuras o componentes en celosía cuadradas o rectangulares deberán ser calculadas utilizando dicho factor de forma de 3,2 aplicado a la suma de la áreas proyectadas de los miembros en la parte frontal si es que los miembros son nivelados en forma plana.

7.7. Cargas de viento

Las cargas de viento en las estructuras o componentes en celosía cuadradas o rectangulares deberán ser calculadas utilizando un factor de forma de 3,2 aplicado a la suma de la aéreas proyectadas de los miembros en la parte frontal si es que los miembros son nivelados en forma plana.

7.8. Pesos complementarios

El peso considerado para la cadena de suspensión es de 300kg y la cadena de anclaje 600kg

8.0. Diseño electromecánico de la línea

8.1. Descripción general de cargas

8.1.1. Capacidad mecánica de los conjuntos de suspensión y de anclaje.

Para determinar la capacidad electromecánica de los conjuntos de suspensión y de anclaje, se determinara las características mecánicas de los aisladores para los diferentes tipos de estructuras, considerando las cargas máximas a las que estarán sometidos, y se amplifican por un factor de seguridad de 2,5 para las cadenas de suspensión, en tanto para las cadenas de anclaje se considera una factor de


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seguridad de 3. Las capacidades mecánicas de las ferreterías asociadas a las cadenas de aisladores, deberán ser de las mismas características mecánicas de los aisladores.

8.1.2. Carga transversal en la cadena de suspensión

Se consideran cargas transversales sobre la cadena de aisladores provocados por los siguientes factores:

- El efecto de la presión del viento sobre el conductor

- Tensión transversal considerando un ángulo de desviación de la línea con

tensión longitudinal máxima en los conductores.

- Presión del viento sobre la cadena de aisladores.

Luego, se evalúa la siguiente expresión:

( ) )2/(283,11075,0102 63 αφφ senTNcPvLNLeNcPFsC LcadaislcadvientocVT ⋅⋅⋅+⋅⋅⋅⋅⋅⋅+⋅⋅+⋅⋅⋅= −−

, donde:

CT = Carga transversal

PV = Presión viento en kg/m2

Øc = Diámetro de conductor en mm

/e = Espesor capa de hielo en mm

Ncad = Número de cadenas de anclaje

Øaisl = Diámetro cada disco de aislador en mm

Lcad = Largo la cadena de aislador en mm

Lviento = Vano viento en metros

TL = Tensión máxima longitudinal en kg, según hipótesis Nº3

α = Angulo de desviación de la línea

Nc = Número de conductores por fase

Fs = Factor de succión


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8.1.3. Carga vertical en la cadena de suspensión

Se consideran cargas verticales en la cadena de aisladores provocadas por:

- Luz de peso

- Peso de cadena de Aisladores, ferreterías y accesorios

Luego, se evalúa la siguiente expresión:

0 cosV peso disco dis FerrC Nc P L P N P= ⋅ ⋅ + ⋅ +

, donde:

CV = Carga vertical

P0 = Peso del conductor en kg/m

Lpeso = Vano peso en metros

Pdisco = Peso aisladores disco en kg

Ndiscos = Número discos en cadena suspensión

PFerr = Peso ferretería y accesorios en kg


8.1.4. Carga total para las estructuras de suspensión

Las cargas totales que deben soportar los aisladores se determinan según las siguientes expresiones:

122

SVT FCCSuspensión ⋅+=

, donde:

CT = Carga Transversal

CV = Carga Vertical

CL = Carga Longitudinal del Conductor

Fs1 = Factor de seguridad en suspensión


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8.1.5. Carga total para las estructuras de anclaje

Las cargas totales que deben soportar los aisladores se determinan según las siguientes expresiones:

Ncad

FNcCAnclaje SL 2.⋅⋅

=

, donde:

CL = Carga Longitudinal del Conductor

Fs2 = Factor de seguridad en anclaje

Ncad = Número de Cadenas Anclaje


8.2. Franja de seguridad

Según la regla 219.B. del CNE, se calculará la franja de seguridad para el abatimiento correspondiente a una presión de viento de 290 Pa y una flecha final a 25 ºC, más una distancia horizontal de seguridad que se explica a continuación:

( 1) (1 2)sgaDh D IN IN= + ⋅ +

10002 0,03

300

HIN

− = ⋅

3max1 ( 23) 10 10IN V −= − ⋅ ⋅

, donde:

Dh = Distancia de seguridad para franja de seguridad según 219.B. en m.

Dsga = Distancia de seguridad adicional según 234.B, 234.C, 234.D y 234.J.

IN1 = Incremento para Dsga según 234.G.1 de 10 mm por cada kV que

sobrepase de 23 kV

IN2 = Incremento adicional según 234.G.2 de 3% por cada 300 m que

sobrepase de 1000 m.s.n.m.

Vmax = Tensión máx. de operación según 234.G.1 en kV

H = Altura máx. de la línea proyectada


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8.3. Distancias mínimas en cruces y paralelismo de líneas de potencia

8.3.1. Distanciamiento vertical entre conductores

La distancia vertical mínima que debe respetarse entre conductores de líneas diferentes, en condición de cruce aéreo, será lo especificado en la regla 233.C.3. del CNE. que se explica a continuación:

1,667

1(( ( ) )1,00

500HV PU V a

D b cK

⋅ + ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

, donde:

D = Componente eléctrico de la distancia de seguridad según 233.C.3.b.e

Incrementado en un 15% según 233.C.3.b(2).

VH = Máxima tensión de operación de cresta del circuito de más alta

tensión a tierra

V1 = Máxima tensión de operación de cresta del circuito de más baja tensión a tierra en kV

PU = Máximo factor de sobretensión transitoria de conmutación del circuito

de más alta tensión

a = Tolerancia para las tres desviaciones estándares

b = Tolerancia para las condiciones atmosféricas no estándares

c = Margen de seguridad

k = Factor de configuración para la distancia de conductor a conductor

Los valores del componente eléctrico (D), serán las distancias de seguridad verticales mínimas alternativas y no deberán ser inferiores a la que se indica en la regla 233.C.3.c., siendo esta distancia (limite) determinada de la siguiente forma:

( 2) (1 1)L sgaD D INC INC= + ⋅ +

3max2 ( 23) 10 103

VINC −= − ⋅ ⋅ 450

1 0,03300

HINC

− = ⋅


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, donde:

DL = Límite para la distancia de seguridad alternativa según 233.C.3.c. en

m.

Dsga = Distancia de seguridad vertical entre retenidas de suministro, alambres de vanos, conductores neutros y cables de guardia contra sobre

tensiones según tabla 233-1

INC1 = Incremento para DL según 233.C.3.b(2) de 3% por cada 300 m que

Sobrepase de 450 m.s.n.m.

INC2 = Incremento para Dsga según 233.C.2.a de 10 mm por cada kV que

Sobrepase de 23 kV

H = Altura máx. de la línea proyectada

V = Tensión de operación de la línea

Vmax = Max. Tensión de operación según 233.C.2.a en kV

8.3.2. Distancias mínimas en cruces con líneas de comunicación

La distancia vertical mínima que debe respetarse entre conductores de líneas de alta tensión y de comunicaciones, será calculada como se indica el punto 8.3.1. de este informe y se le deberá agregar la altura de referencia de la regla 233.C.3.a., que es la siguiente:

- Altura de referencia para líneas de comunicación : 0,6 m

8.3.3. Distancias mínimas a otras líneas paralelismos

De acuerdo a indicaciones de la regla 233.B.1. del CNE., en el caso de paralelismo entre dos (2) líneas de alta tensión, la distancia horizontal entre conductores más cercanos, será calculada de la siguiente forma:

3sgaDH D INC= +

3max3 ( 129) 10 10INC V −= − ⋅ ⋅


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, donde:

DH = Distancia mínima horizontal entre conductores

Dsga = Distancia de seguridad horizontal entre conductores según 233.B.1 en m

INC3 = Incremento para Dsga según 233.B.1 de 10 mm por cada kV que

sobrepase de 129 kV

Vmax = Max. Tensión de operación según 233.C.2.a en kV


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Anexo A

Distancias mínimas fase-tierra para sobretensiones de frecuencia industrial

criterios de dise+¦o electromec+ínico de la l+¡nea rev 1 tramo i

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