DISEÑO LÍNEA DE TRANSMISIÓN A 115 kV ENTRE LAS

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Rev.
Comentarios del cliente
Emisión Inicial
C. Alarcón
M. Gómez
A.Galindo
2013/07/25
C. Alarcón
M. Gómez
A.Galindo
2013/05/31
Descripción
Diseñó
Revisó
Aprobó
Fecha
DISEÑO LÍNEA DE TRANSMISIÓN A 115 kV
ENTRE LAS SUBESTACIONES OCOA Y GUAMAL
MEMORIA DE CÁLCULOS ELECTROMECÁNICOS,
SELECCIÓN ESTRUCTURAL Y ÁRBOLES DE CARGA
Diseñó:
Revisó:
C. Alarcón
Fecha:
Aprobó:
M. Gómez
Fecha:
2013/05/30
Documento Nº.:
Fecha:
2013/05/31
750-LTM-013
A.Galindo
Codigo cliente:
2013/05/31
Rev.
1
Rev Cliente.
CÁLCULOS ELECTROMECÁNICOS
(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
TABLA DE CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 4
2. SELECCIÓN DEL TIPO DE ESTRUCTURA DE LA LÍNEA .......................... 4
3. OPTIMIZACIÓN DE ESTRUCTURAS EN TRAMOS DE PALMA ................. 5
4. ESTRUCTURA T62SF, T63SF Y T64SF, LLEGADA SUBESTACION SAN
FERNANDO ................................................................................................................. 5
5. SELECCIÓN ESTRUCTURAL Y OPTIMIZACIÓN .......................................... 5
5.1.
DEFINICION DE LOS PUNTOS DE DISEÑO DE LAS ESTRUCTURAS6
5.1.1. CÁLCULO DEL PESO ESTIMADO DE LAS ESTRUCTURAS ................ 6
5.1.2. COSTOS DE COMPONENTES DE LA LÍNEA .......................................... 7
5.1.2.1.
COSTOS DE ESTRUCTURAS ............................................................... 7
5.1.2.2.
COSTOS DE FUNDACIONES ................................................................ 8
5.2.
PARÁMETROS DE LOS PRINCIPALES SUMINISTROS ........................ 8
4.2.1. Estructuras ................................................................................................ 8
4.2.2. Aisladores.................................................................................................. 9
4.2.3. Herrajes ..................................................................................................... 9
6. LOCALIZACIÓN ÓPTIMA DE ESTRUCTURAS ........................................... 10
7. PARÁMETROS DE DISEÑO ........................................................................... 11
7.1.
PARÁMETROS PARA EL CABLE DE GUARDA Y CONDUCTOR....... 11
7.2.
PARÁMETROS METEOROLÓGICOS DE DISEÑO ............................... 12
7.3.
PARÁMETROS ELECTROMECÁNICOS ................................................. 12
7.4.
CARGAS SOBRE LAS TORRE................................................................. 13
7.4.1. CARGAS DE VIENTO ................................................................................ 13
7.4.1.1.
Categoría del terreno ......................................................................... 13
7.4.1.2.
Presión de Viento (Pv)....................................................................... 14
7.4.1.3.
Factor de respuesta de ráfaga para cables (Gw) ........................... 14
7.4.1.4.
Factor de corrección por altura de cables ....................................... 16
7.4.2. CARGAS TRANSVERSALES DEBIDAS AL ÁNGULO .......................... 16
7.4.3. CARGAS VERTICALES ............................................................................. 17
7.4.4. CARGAS LONGITUDINALES ................................................................... 17
7.4.5. CARGAS DE SISMO .................................................................................. 17
8. CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA ......... 19
9. ÁRBOLES DE CARGA .................................................................................... 20
9.1.
ESTRUCTURAS ......................................................................................... 20
9.1.1. HIPÓTESIS DE CARGA ............................................................................ 20
9.2.
ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN ......................................................... 21
9.2.1. Hipótesis Normal .................................................................................... 21
9.2.2. Hipótesis Anormal 1 ............................................................................... 21
9.2.3. Hipótesis Anormal 2 ............................................................................... 21
9.2.4. Hipótesis de Mantenimiento .................................................................. 21
9.3.
ESTRUCTURAS DE RETENCIÓN ........................................................... 22
9.3.1. Hipótesis Normal .................................................................................... 22
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de carga para conductor y cable de guarda
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9.3.2. Hipótesis Anormal 1 ............................................................................... 22
9.3.3. Hipótesis Anormal 2 ............................................................................... 22
9.3.4. Hipótesis de Mantenimiento .................................................................. 22
9.4.
ESTRUCTURAS TERMINALES ................................................................ 22
9.4.1.
Hipótesis Normal .................................................................................... 22
9.4.2.
Hipótesis Anormal 1 ............................................................................... 23
9.4.3.
Hipótesis Anormal 2 ............................................................................... 23
9.4.4.
Hipótesis de Mantenimiento .................................................................. 23
9.5.
CARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURAS ................................................. 23
9.6.
Curvas de UtilizaciÓn ................................................................................. 24
10.
RESULTADOS ............................................................................................ 24
11.
CONCLUSIONES ....................................................................................... 25
12.
REFERENCIAS ........................................................................................... 25
13.
ANEXOS ...................................................................................................... 26
13.1.
CÁLCULO DE LA TEMPERATURA EQUIVALENTE DE CREEP ......... 27
13.2.
CÁLCULO DE FLECHAS Y TENSIONES ................................................ 29
13.3.
CÁLCULO DE ÁRBOLES DE CARGA ESTRUCTURAS EN
SUSPENSIÓN ........................................................................................................... 48
13.4.
CÁLCULO DE ÁRBOLES DE CARGA ESTRUCTURAS EN
RETENCIÓN .............................................................................................................. 55
13.5.
ESQUEMAS DE ÁRBOLES DE CARGA PARA SUSPENSIÓN ............ 68
13.6.
ESQUEMAS DE ÁRBOLES DE CARGA PARA RETENCIONES ......... 71
13.7.
CURVAS DE UTILIZACIÓN ....................................................................... 77
13.8.
RESULTADOS DEL PROCESO ITERATIVO DE OPTIMIZACIÓN....... 79
13.9.
PESOS ESTIMADOS DE LAS ESTRUCTURAS..................................... 82
13.10. OPTIMIZACIÓN DE ESTRUCTURAS CON DATOS CALCULADOS ... 84
13.11.
CÁLCULO DE LOS COSTOS DE TORRES Y POSTES EN TRAMOS
CON PALMA .............................................................................................................. 90
13.12.
CÁLCULO MECÁNICO DE LOS AISLADORES ................................. 92
INDICE DE TABLAS Y FIGURAS
Tabla 1. Características del cable conductor PEACOCK………………………….. 11
Tabla 2. Características del cable de guarda OPGW……………………………… 11
Tabla 3. Parámetros meteorológicos usados ………………………………………. 12
Tabla 4. Parámetros electromecánicos generales………………………………….. 12
Tabla 5. Tensionados del cable conductor………………………………………… 19
Tabla 6. Tensionados del cable de guarda………………………………………… 19
Tabla 7. Factores de seguridad usados……………………………………………… 24
Figura 1. Factores de ráfaga de viento de 3 s en terreno categoría C………….. 16
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(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
1. INTRODUCCIÓN
El presente documento contiene los cálculos electromecánicos, árboles de carga y
selección estructural, para la línea de transmisión aérea de alta tensión que
conectará la subestación existente Ocoa en la ciudad de Villavicencio, con las
subestaciónes de Manuelita y San Fernando, en el municipio de Guamal, que
forma parte del proyecto “Diseño detallado y gestión predial para la construcción
de la línea a 115 kV entre la Subestación Ocoa en el Municipio de Villavicencio y
las Subestaciones Guamal y San Fernando ECP en el municipio de Guamal en el
Departamento del Meta” dentro del marco del plan de mitigación de la demanda no
atendida por falla simple en el sistema de 115 kV hacia el sur del departamento
del Meta (Colombia) que está desarrollando EMSA.
2. SELECCIÓN DEL TIPO DE ESTRUCTURA DE LA LÍNEA
Debido a que las líneas de transmisión pueden ser construidas con varios tipos de
estructuras, como lo son, torres en estructura metálica, postes de acero y postes
de concreto, se debe realizar un análisis que permita determinar con cual de las
tres opciones sería más económica la construcción de la línea de transmisión.
Para lo anterior se realiza una comparación que permite definir los costos que
tendrían las estructuras con diferentes alturas en un tramo unitario de línea igual a
1 km de longitud, al analizar la longitud de la flecha que se genera en un terreno
plano.
Es necesario tener en cuenta que los datos usados, en primera instancia para este
análisis han sido determinados de manera aproximada por medio de la
experiencia en proyectos similares, pero en segunda instancia los valores se
recalculan, luego de estar configurado el archivo de PLS-CAD y las siluetas de las
estructuras, lo anterior se hace con el fin de confirmar que se han elegido el tipo
de estructura menos costosos. El cálculo anteriormente descrito con los valores
recalculados según los cálculos mecánicos del cable de guarda y cable conductor
y el plantillado realizado se muestra en el anexo 12.10.
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3. OPTIMIZACIÓN DE ESTRUCTURAS EN TRAMOS DE PALMA
Dada la presencia de palma de aceite en el tramo de llegada a la subestación de
San Fernando, fue necesario realizar un análisis para evaluar los costos del uso
de postería en concreto, teniendo en cuenta que su ancho de servidumbre es de
15m para líneas de transmisión de 115 kV, es decir que tiene menos ancho de
franja de afectación, y por lo mismo, menor afectación de palma con respecto a las
torres metálicas.
Para realizar el análisis, se toman los costos de las torres y postes definidos en la
optimización de estructuras al usar los parámetros reales de la línea de
transmisión del proyecto, y se les suman los respectivos costos de las áreas de
servidumbre en cultivos de palma, a fin de identificar la alternativa que menos
costosa para atravesar dichos cultivos.
Consideramos que de acuerdo al análisis económico realizado con estructuras de
postes de concreto y comparado con las estructuras metálicas con sus respectivos
anchos de servidumbre de 15 m y 20 m, encontramos que es más económica la
utilización de postes en concreto en las zonas donde cultivos o especimenes de la
palma de aceite. Los cálculos desarrollados para el anterior análisis se muestran
en el anexo 12.11.
4. ESTRUCTURA T62SF, T63SF Y T64SF, LLEGADA SUBESTACION SAN
FERNANDO
Es necesario utilizar un tramo de estructuras de circuito sencillo para las torres
T62SF, T63SF Y T64SF debido a que no existe espacio suficiente en la
subestación de San Fernando para realizar la conexión de otro circuito.
5. SELECCIÓN ESTRUCTURAL Y OPTIMIZACIÓN
Para el transporte de energía desde la subestación de Ocoa hasta la subestación
de Guamal, se ha previsto la construcción de la línea de alta tensión a 115 kV, en
donde se emplearán torres tipo A, B, C, D y DT con altura promedio de 40 m,
adicionalmente se requieren tres torres especiales tipo A en suspensión, las
cuales se emplearán en el cruce del río Guayabira, con una altura aproximada de
60 m. También se emplearán postes de concreto que tendrán una altura
aproximada de 21 m a 30 m y serán utilizados solamente en los tramos donde
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existan cultivos de palma de aceite, el análisis correspondiente por el cual se
decide usar dichos postes se puede observar en los anexos 12.10 y 12.11.
5.1.
DEFINICION DE LOS PUNTOS DE DISEÑO DE LAS ESTRUCTURAS
Para el diseño de las líneas se define un conjunto de estructuras, cada una con un
propósito de utilización. Para definir los puntos de diseño, es decir los valores con
los cuales se determinan los árboles de cargas definitivos y curvas de utilización,
en éste proceso se tomaron los datos más representativos del trazado y de esta
forma determinar los ángulos de deflexión, vano viento y vano peso para cada tipo
de estructura, basados en la experiencia de proyectos similares al igual que en el
plantillado preliminar.
Con los puntos de diseño definidos y con base en el trazado preliminar, se hizo un
análisis de sensibilidad iterativo para optimizar el uso y el costo de la línea
cambiando el punto de diseño de las estructuras y poder escoger entre postes de
acero, postes de concreto y torres metálicas. En el anexo 12.8 se presenta el
procedimiento iterativo.
Partiendo de esta información, se decidió seleccionar 5 tipos de estructuras, una
suspensión denominada A, tres retenciones B, C y D, una estructura terminal DT y
los postes de concreto para los tramos en donde se encuentra la palma de aceite,
con unos puntos de diseño como se definen al comienzo de ésta sección.
5.1.1. CÁLCULO DEL PESO ESTIMADO DE LAS ESTRUCTURAS
A partir de los puntos de diseño, se encontraron los árboles de carga preliminares
para cada estructura y se definieron las curvas de utilización asociadas a cada
torre.
Para definir el peso de cada tipo de estructura, se utilizó la fórmula de la BPA
(Bonneville Power Administration), la cual proporciona un peso aproximado con
base en el árbol de cargas y las dimensiones de las estructuras. Esta fórmula
utiliza una constante que depende de la silueta de las estructuras y que se calibra
a partir de los datos de torres ya construidas. En este caso, para calibrar esta
constante, se usaron los datos de árboles de carga y siluetas de un proyecto muy
similar en doble circuito. Luego se determinó el valor de la constante para cada
tipo de estructura y usando la fórmula de la BPA se encontró un valor aproximado
para el peso de cada uno de los tipos definidos para esta línea; posteriormente
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debido a las aproximaciones del procedimiento, se debe hacer un ajuste a la
constante para poder obtener los pesos de las torres y de este modo obtener una
constante adecuada.
para torres de suspensión
para torres de retención
PESO: Peso de la estructura (daN)
CBPA: Constante que depende de la silueta de las estructuras, y que se determina
a partir de los datos de las líneas ya construidas.
DF: Distancia entre el centro de la torre y el extremo de la cruceta (metros)
H: Altura del centro de aplicación de las cargas (metros)
T: Sumatoria de las cargas últimas transversales dividida por 1.5 (daN)
V: Sumatoria de las cargas últimas verticales dividida por 1.5 (daN)
L: Sumatoria de las cargas últimas longitudinales dividida por 1.5 (daN)
En el anexo 2 se presentan los pesos estimados de las estructuras.
5.1.2. COSTOS DE COMPONENTES DE LA LÍNEA
5.1.2.1.
COSTOS DE ESTRUCTURAS
Los costos de las estructuras corresponden a los encontrados a partir del peso de
cada estructura multiplicado por el precio unitario de un (1) kilogramo de acero (en
$ US), sumado al costo generado por la vestida de la estructura, el costo de los
aisladores, herrajes de conductores y cable de guarda. Estos valores están
basados en los precios actuales para proyectos similares.
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5.1.2.2.
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COSTOS DE FUNDACIONES
Para efectos de la estimación de costos de cimentaciones se usará un porcentaje
de 40% del suministro de estructuras, que es un valor normal de referencia.
5.2.
PARÁMETROS DE LOS PRINCIPALES SUMINISTROS
A continuación se presentan las características de los suministros que se utilizaron
para realizar el análisis del que trata el presente informe.
4.2.1. Estructuras
Para el diseño del tramo de interés se utilizarán estructuras metálicas (torres) con
castillete y con tres fases a cada lado que tienen la capacidad de sostener y
cumplir con las exigencias de la ruta trazada para el proyecto. La altura de las
torres de celosía será variable en secciones de 4.5 m mediante extensiones de
cuerpo, y en tramos de 1.5 m mediante alargamientos de las patas. A continuación
se describen las clases de torres consideradas:
· Torre A: Torre de suspensión con 7 cuerpos con altura mínima de 21.4 m con
cuerpo A1y pata +3.0 y máxima de 57.4 m con cuerpo A7 y pata +12.0.
· Torre B: Torre de retención con 6 cuerpos con altura mínima de 21.4 m con
cuerpo B1 pata +3.0 y máxima de 52.9 m con cuerpo B6 y pata +12.0.
· Torre C: Torre de retención con 6 cuerpos con altura mínima de 21.4 m con
cuerpo C1 pata +3.0 y máxima de 52.9 m con cuerpo C6 y pata +12.0.
· Torre D/DT: Torre de retención/terminal con 6 cuerpos con altura mínima de 21.4
m con cuerpo D1 pata +3.0 y máxima de 52.9 m con cuerpo D6 y pata +12.0.
También se consideran postes de concreto de 30 m de altura aproximadamente,
que serán utilizados únicamente en zonas donde existan cultivos de palma de
aceite debido a que el ancho de servidumbre exigido por la RETIE es menor con
respecto al ancho de servidumbre exigido por esta misma norma para las torres
metálicas.
Ya teniendo definidos los puntos de diseño se calculó el peso estimado para cada
clase de estructura de cada tipo utilizando la fórmula de la BPA, en este proceso
se calculó la diferencia en peso entre las dos clases de estructuras.
En el plano 750-LT1-004 Plano de silueta general, se presenta la geometría de
cada tipo de estructura a utilizar.
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4.2.2. Aisladores
Para la determinación de la carga de rotura en los aisladores usados en líneas de
transmisión se deben diferenciar las estructuras en suspensión y retención,
aplicando los factores de seguridad calculados con base en el numeral 7.3.6
“Insulator String Design criteria” de la norma IEC 60826 “Design Criteria of
Overhead Transmission Lines” y el Reglamento Técnico de Instalaciones
Eléctricas (RETIE).
Aisladores para estructuras en suspensión.
La carga de rotura mínima es igual a la sumatoria vectorial de las cargas verticales
y transversales (máximo absoluto en la cadena) por el factor de seguridad. La
resistencia mínima de las cadenas en suspensión es de 60 kN como se muestra
en el anexo 12.12.
Aisladores para estructuras en retención.
La carga de rotura mínima del aislador debe ser igual a la máxima carga resultante
de trabajo que está expuesto afectada por el factor de seguridad. Adicionalmente,
en el caso de la línea Ocoa-Guamal se realizó la suma vectorial de las cargas en
un solo vano para tener en cuenta que cualquier condición de carga fuera resistida
por los aisladores.
Se definió una cadena de aisladores con una resistencia mínima de 141 kN para
las estructuras en retención como se muestra en el anexo 12.12.
4.2.3. Herrajes
Con base en los resultados de flechas y tensiones, se tomará la tensión horizontal
máxima en cualquiera de las condiciones de tensionado como la tensión que
deben resistir los herrajes, aisladores y accesorios, la cual se debe afectar por un
factor de seguridad de tres (3).
Se tendrán en cuenta los criterios establecido en el RETIE, Numeral 17.17. Los
requisitos a cumplir son:
· Los herrajes serán diseñados de acuerdo con su función mecánica y
eléctrica.
· Los herrajes serán especificados teniendo en cuenta las características
ambientales predominantes de la zona donde se instalarán.
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· Los herrajes sometidos a tensión mecánica por los conductores y cables de
guarda o por los aisladores tendrán un coeficiente de seguridad mecánica
no inferior a tres respecto a su carga de trabajo nominal.
· Las grapas de retención del conductor y los empalmes soportarán una
tensión mecánica en el cable de por lo menos el 90% de la carga de rotura
del mismo, sin que se produzca deslizamiento.
6. LOCALIZACIÓN ÓPTIMA DE ESTRUCTURAS
La localización óptima de estructuras se llevó a cabo con la ayuda del programa
PLS-CADD con base en el levantamiento virtual del recorrido de la línea. En el
programa se codificó el perfil del terreno y el perfil de seguridad, incluyendo todos
los obstáculos registrados en el levantamiento, definiendo las distancias de
seguridad que se deben respetar en cada caso, conforme a los usos del suelo
dependiendo del tipo de terreno u obstáculo, tales como carreteras, pasos
peatonales, quebradas, zonas inundables, líneas de transmisión, cultivos de
palma, etc.
La catenaria para el proceso se calcula con base en los parámetros atmosféricos y
condiciones limitantes descritas, temperatura máxima de operación y elasticidad
final y para un vano regulador ligeramente menor al esperado en el tramo
promedio de la línea. Esto se hace porque una vez se realice la localización de
estructuras, al calcular los vanos reguladores reales, suele ocurrir que al obtener
valores menores al vano regulador supuesto, la tensión con temperatura máxima
de operación es menor y por tanto aparecen acercamientos.
La localización de estructuras se hizo según un algoritmo que permite estudiar
todas las posibles combinaciones de estructuras, considerando los obstáculos y
perfiles reales y realizando el análisis económico, para seleccionar la combinación
de menor costo.
Para verificar el cumplimiento de las condiciones de utilización de las estructuras,
se usó la función respectiva del programa diseñada para calcular los parámetros
de cada estructura tales como vano efectivo, vano viento, vano peso en
condiciones de temperatura mínima y temperatura máxima (vano peso frío y vano
peso caliente) y el vano regulador de los distintos tramos de alineamiento. Con
base en estos parámetros se calcularon los ángulos de balanceo de las cadenas
de aisladores. Tanto los parámetros de diseño de las estructuras, como los
ángulos de balanceo de las cadenas se verificaron con los máximos permitidos
para revisar su viabilidad en las condiciones definidas en la localización. En los
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casos en que alguno de estos parámetros sobrepasó los máximos, se hicieron los
ajustes pertinentes para corregir el problema.
Luego de estos chequeos se re-calcularon las condiciones de tensionado,
utilizando el vano regulador de cada tramo y se actualizaron las catenarias en el
PLS-CADD.
Se verificó que no se presenten tramos en alineamiento con más de 12 estructuras
en suspensiones seguidas o que superen los 6 kilómetros sin retención, de forma
que se prevengan las fallas en cascada.
7. PARÁMETROS DE DISEÑO
7.1.
PARÁMETROS PARA EL CABLE DE GUARDA Y CONDUCTOR
à Características generales del cable conductor Peacock.
Tabla 1 Características del cable conductor Peacock
ÍTEM
DESCRIPCIÓN
Conductor
Tipo
Calibre
Área total de la sección
Diámetro exterior
Masa unitaria
Tensión de rotura
Módulo de elasticidad
Coeficiente de dilatación lineal
PEACOCK
ACSR
605 MCM
346.0 mm2
24.21 mm
1.161 kg/m
95.87 kN
75000 MPa
1.96E-005 /ºC
àCaracterísticas generales del cable de guarda OPGW
Tabla 2. Características del cable de guarda OPGW
ÍTEM
DESCRIPCIÓN
Cable de guarda
Tipo
Área total de la sección
OPGW
OPGW
113 mm2
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(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
Diámetro exterior
Masa unitaria
Tensión de rotura
Módulo de elasticidad
Coeficiente de dilatación lineal
7.2.
14 mm
0.547 kg/m
77.93 kN
106203 MPa
1.57 E-005
PARÁMETROS METEOROLÓGICOS DE DISEÑO
Los parámetros meteorológicos de la línea fueron definidos teniendo en cuenta las
condiciones más extremas entre Villavicencio y Guamal.
Tabla 3. Parámetros meteorológicos usados
ÍTEM
DESCRIPCIÓN
7.3.
Altura sobre el nivel del mar
467 m.s.n.m
Velocidad de viento de diseño
120 km/h
Velocidad de viento coincidente
60 km/h
Temperatura media
25 ºC
Temperatura máxima ambiental
36 ºC
Temperatura mínima
15 ºC
Temperatura coincidente
16 ºC
PARÁMETROS ELECTROMECÁNICOS
Tabla 4. Parámetros electromecánicos generales
ÍTEM
DESCRIPCIÓN
Tensión nominal
115 kV
Número de circuitos
2
Número de sub-conductores por fase
1
Temperatura máxima de operación del conductor
75 ºC
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CÁLCULOS ELECTROMECÁNICOS
7.4.
(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
CARGAS SOBRE LAS TORRE
7.4.1. CARGAS DE VIENTO
Las cargas de viento se evaluaron considerando lo expuesto en el documento
ASCE 74 - 2010, teniendo en cuenta una velocidad de viento básica de ráfaga de
3seg y la categoría del terreno donde se encuentra la línea.
La ecuación empleada para hallar la fuerza transversal de viento sobre los
conductores y cables de guarda de las estructuras (torres) es:
Donde:
Ftcv: Fuerza transversal debida a la carga de viento (kN).
Pv: Presión de viento (kPa).
VV: Vano viento (m)
: Diámetro del equivalente del cable(m)
Gw: Factor de respuesta de ráfaga para cables.
fi: Factor de importancia.
kzc: Factor de corrección por altura de cables.
Cd: Factor de forma de los cables = 1. Según ecuación 2.6-3 de ASCE-74
7.4.1.1.
Categoría del terreno
Según la norma ASCE 74 - 2010, el terreno se clasifica como categoría C que
corresponde a terreno abierto, plano, con obstrucciones dispersas; para la cual se
han definido los siguientes factores:
αfm = 7.0
Zg = 275 m
K=0.005
Ls = 67 m
α= 9.5
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Donde:
K: coeficiente de resistencia eólica superficial.
α: Coeficiente de la ley de potencias.
Zg: altura del gradiente (m).
Ls: Escala de turbulencia (m).
αfm: Coeficiente de la ley de potencias sostenida del viento.
7.4.1.2.
Presión de Viento (Pv)
La presión de viento (Pv), se calcula con la siguiente fórmula.
Donde:
:Densidad del aire (kg/m3)/2
V: Velocidad de viento (m/s)
La densidad del aire/2 se obtiene así:
H: Altitud del terreno (m.s.n.m)
7.4.1.3.
Factor de respuesta de ráfaga para cables (Gw)
El factor de respuesta de ráfaga se calcula así:
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Donde:
E: Factor de exposición evaluado como la altura efectiva de los cables.
Bw: Término de respuesta adimensional correspondiente a la carga de
viento ambiente cuasiestática en los cables.
Kv: Relación de velocidad de ráfaga de 3 segundos a velocidad promedio
de 10 minutos en terreno abierto a la altura de referencia de 10m.
El factor de exposición se calcula así:
Donde:
K: coeficiente de resistencia eólica superficial.
α: Coeficiente de la ley de potencias.
Zh: Altura media de los conductores o cable de guarda. Definida como la
altura promedio del cable a los 2/3 de la flecha.
El término de respuesta adimensional se calcula así:
Donde:
VV: Vano viento (m).
Ls: Escala de turbulencia (m).
Otra forma de hallar el valor de Gw es con la siguiente gráfica:
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Figura 1. Factor de respuesta de ràfaga para terreno tipo C.
La figura 1 ha sido tomada del libro Normalización de estructuras 230kV de ISA.
7.4.1.4. Factor de corrección por altura de cables
Dónde:
Zh: Altura media de los conductores o cable de guarda. Definida como la
altura promedio del cable a los 2/3 de la flecha.
Zg: altura del gradiente (m).
7.4.2. CARGAS TRANSVERSALES DEBIDAS AL ÁNGULO
Ft a = 2 xTh x sen (a/ 2)
Th: Tensión del conductor con viento V y temperatura coincidente (KN).
a: Angulo de deflexión (º).
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7.4.3. CARGAS VERTICALES
Fv = VP x w + wc + wm
VP: Vano peso (m)
w : Peso unitario del conductor (kN/m)
wc : Peso de las cadenas de aisladores (kN)
wm: Carga de mantenimiento (kN)
7.4.4. CARGAS LONGITUDINALES
Estas son producidas por las diferencias de tensión que se presentan en la
estructura. En estructuras en suspensión la carga longitudinal es cero en la
condición normal, mientras que en las retenciones la carga se da por la diferencia
de tensiones en los vanos reguladores adyacentes en la condición normal.
Flc = 0 si es en suspensión en condición normal.
Flc = Thi - Thj si es en retención en condición normal.
En la condición anormal o excepcional estas cargas se evalúan como se indica
más adelante.
Flc = MAX (Thi – Thj)*0,75 si es en suspensión en condición anormal.
Flc = MAX (Thi – Thj) si es en retención en condición anormal.
7.4.5. CARGAS DE SISMO
Las líneas de transmisión eléctrica históricamente han obtenido buenos resultados
en los eventossísmicos, debido a que se componen de estructuras con peso
relativamente ligero, están enlugares despejados y se encuentran conectadas por
conductores flexibles.
El diseño de las líneas de transmisión eléctrica internacionalmente se rige por
diferentes códigos entre ellos el NESC, así como varios documentos de
orientación publicados por el IEEE (Institute of Electrical and Electronics
Engineers), IEC 60826 (INTERNATIONAL STANDARD, Design criteria of
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overhead transmission lines), y el ASCE (American Society of Civil Engineers). En
relación a las consideraciones sísmicas el ASCE 74, declara dentro de los
lineamientos para las cargas estructurales en las Líneas de Transmisión Eléctrica
que: "las estructuras de transmisión no están típicamente diseñadas para las
vibraciones causadas por los terremotos debido a que estas cargas son menores
que las producidas por las combinaciones de viento/hielo." En virtud de ser
diseñadas para soportar las cargas producidas por viento, hielo, y sus
combinaciones de carga, las estructuras de transmisión son intrínsecamente
capaces de resistir las fuerzas sísmicas inducidas, estas consideraciones sobre
las cargas en las estructuras son extensivas a las cargas en las cimentaciones.
Las excepciones a estas declaraciones son los daños causados por licuación del
suelo, el deslizamiento del terreno o la propagación de fracturas a través de los
suelos en que está situada la base, en estos casos se requiere tener en cuenta
dentro del diseño el comportamiento del suelo inducido por los sismos, riesgos
que son detectados en los estudios de suelo realizados en los sitios de cada
estructura.
Adicionalmente se han realizado diversos estudios y modelaciones dinámicas para
indagar los efectos del sismo en las líneas de transmisión eléctrica dando como
resultados:
· Un movimiento uniforme en ambos soportes de las torres, no representa el caso
más crítico, se necesita de condiciones diferentes en los apoyos para dar lugar a
un aumento significativo de los desplazamientos y de las cargas.
· La tensión adicional en los cables de la línea de transmisión debido al
movimiento sismo, es relativamente pequeño, y generalmente no causan la
ruptura del conductor.
· La importancia de los efectos de sismo en el diseño de una línea de transmisión
depende de contar con bajas velocidades de viento y del comportamiento de la
línea frente a determinado frente de onda, que según estudios probabilísticos
arrojan una muy baja ocurrencia de un sismo que posea una longitud de onda
crítico para una línea de transmisión eléctrica determinada.
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8. CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA
Utilizando el programa de computo ID-FYT, el cual calcula las flechas y tensiones
para el cable de guarda y cables conductor seleccionado y para vanos reguladores
seleccionados, usando los valores de los parámetros de los cables (conductor y de
guarda) y las condiciones meteorológicas definidas, se realizó el cálculo mecánico
para dichos cables.
Para el análisis de las diferentes hipótesis, el programa utiliza la ecuación de
cambio de estado para calcular las flechas y tensiones para el vano regulador
requerido.
El programa calcula para el vano considerado las tensiones horizontales y las
flechas para las diferentes condiciones de carga (hipótesis) asumidas. El resultado
obtenido se utilizó posteriormente para el análisis mecánico del vano regulador de
la línea en lo referente a distancia a tierra con temperatura máxima; condiciones
de carga sobre las estructuras con velocidades máxima y media de viento (árboles
de carga) y para condiciones de tendido y regulación del tramo de la línea.
Teniendo en cuenta los parámetros mecánicos y meteorológicos determinados en
los criterios de diseño electromecánico, para el cálculo de las flechas y tensiones
se considerarán las siguientes condiciones limitantes utilizando la Ecuación de
Estado exacta:
ÍTEM
DESCRIPCIÓN
Condición diaria promedio
20.0 %T.R
Tensión con temperatura mínima y condición inicial
30.0 %T.R
Tensión con temperatura coincidente y viento máximo
50.0 %T.R
Tabla 5. Tensiones para el cable conductor
ÍTEM
DESCRIPCIÓN
Condición diaria promedio
12.5 %T.R
Tensión con temperatura mínima y condición inicial
30.0 %T.R
Tensión con temperatura coincidente y viento máximo
50.0 %T.R
Tabla 6. Tensiones para el cable de guarda
En el ANEXO 12.2 se presentan los cálculos y gráficos de “Flechas y Tensiones”
para los porcentajes indicados de los conductores y los cables de guarda.
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9. ÁRBOLES DE CARGA
Los árboles de carga se calcularon para cada una de las hipótesis de carga, con
los diferentes puntos de diseño y vano regulador encontrado a lo largo del proceso
de plantillado, en condiciones normal y anormal. Para proteger las estructuras de
la acción de las cargas ejercidas por los conductores y de la variación aleatoria de
fenómenos meteorológicos, tales como el viento y la temperatura, es necesario
afectar las cargas de trabajo por un conjunto de factores de sobrecarga con los
cuales se garantice la resistencia de las estructuras y por consiguiente la
confiabilidad de la línea. Se han realizado varios estudios, inicialmente con base
determinística y más recientemente con base probabilística, con el objeto de
establecer los valores de estos factores para los diferentes tipos de carga a las
que están sometidas las estructuras de una línea.
El análisis estructural se realizará inicialmente con cargas de trabajo y luego se
verificará el diseño de cada componente aplicando los factores de mayoración.
A continuación se presentan las hipótesis de carga y los parámetros de diseño de
acuerdo a lo definido por la norma RETIE en lo relacionado con líneas de
transmisión según el numeral 22.3 de dicha norma, para definir las condiciones de
carga de las estructuras.
9.1.
ESTRUCTURAS
9.1.1. HIPÓTESIS DE CARGA
De acuerdo con el RETIE, se analizarán las cargas según las hipótesis para
transmisión, que se plantean más adelante y se diseñará para las condiciones de
carga que sometan a las estructuras a las situaciones más críticas.
Para todos los tipos de estructuras se considerarán las fuerzas de viento y peso
correspondientes a la torre de acuerdo a las áreas reales.
Las tensiones de conductor y cable de guarda que se aplicarán son:
•
Para condición normal - Calculada con viento máximo de diseño (viento
máximo de ráfaga de 3 seg y período de retorno de 50 años), temperatura
coincidente (temperatura mínima promedio), en condición final y la máxima para
todos los vanos considerados.
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•
Para condición anormal - Calculada con viento máximo promedio (ráfaga de
3 seg), temperatura mínima, en condición final y máxima para todos los vanos
considerados. Todos los cables intactos y afectados son calculados en esta
condición.
•
Para condición de tendido - 75% de la calculada sin viento, temperatura
promedio, en condición final (EDS) para el vano de diseño.
A continuación se presentan las hipótesis de carga de las estructuras que se
usarán en la línea.
9.2. ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN
9.2.1. Hipótesis Normal
Todos los conductores y cable de guarda sanos con viento máximo, elasticidad
final y temperatura coincidente. La carga transversal por ángulo sobre conductores
y cables de guarda se evaluará calculando la tensión en condiciones finales con
viento máximo de diseño y temperatura coincidente. No hay carga longitudinal por
desbalance debidas a vanos adyacentes desiguales.
9.2.2. Hipótesis Anormal 1
El cable conductor roto. Las demás fases y cable conductor sanos, condición de
carga diaria final, con viento medio.
9.2.3. Hipótesis Anormal 2
Cable de guarda sano. Una fase rota, condición de carga diaria final, con viento
medio.
9.2.4. Hipótesis de Mantenimiento
La carga vertical de mantenimiento se considerará como la carga vertical debida al
vano peso de diseño aumentado en un cincuenta por ciento (50%), condición de
carga diaria final y sin viento.
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9.3. ESTRUCTURAS DE RETENCIÓN
9.3.1. Hipótesis Normal
Todos los conductores y cable de guarda sanos con viento máximo, elasticidad
final y temperatura coincidente. La carga transversal por ángulo sobre conductores
y cables de guarda se evaluará calculando la tensión en condiciones finales con
viento máximo de diseño y temperatura coincidente. No hay carga longitudinal por
desbalance debidas a vanos adyacentes desiguales.
9.3.2. Hipótesis Anormal 1
El cable de guarda roto y una de las fases rota. Las demás fases sanas, condición
de carga diaria final, con viento medio.
9.3.3. Hipótesis Anormal 2
Cable de guarda sano. Dos (2) de las fases rotas, condición de carga diaria final,
con viento medio.
9.3.4. Hipótesis de Mantenimiento
La carga vertical de mantenimiento se considerará como la carga vertical debida al
vano peso de diseño aumentado en un cincuenta por ciento (50%), condición de
carga diaria final y sin viento.
9.4. ESTRUCTURAS TERMINALES
9.4.1. Hipótesis Normal
Se considerarán todos los conductores y cable de guarda sanos, tomando el
máximo entre cualquier condición de carga. La carga transversal por ángulo sobre
conductores y cables de guarda se evaluará calculando la tensión en condiciones
finales con viento máximo y temperatura coincidente.
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9.4.2. Hipótesis Anormal 1
Dos fases rotas de un lado de la torre. Las demás fases sanas, condición de carga
diaria final, con viento medio.
Para los conductores sanos, las cargas transversales por ángulo serán en
condición de carga diaria final y la carga longitudinal sobre conductores y cable de
guarda se evaluarán tomando el máximo entre la condición de temperatura
máxima y la condición de viento medio.
9.4.3. Hipótesis Anormal 2
Cable de guarda sano. Dos (2) de las fases rotas, condición de carga diaria final,
con viento medio.
9.4.4. Hipótesis de Mantenimiento
La carga vertical de mantenimiento se considerará como la carga vertical debida al
vano peso de diseño aumentado en un cien por ciento (100%), carga diaria final y
sin viento.
9.5.
CARGAS SOBRE LAS ESTRUCTURAS
Las diferentes solicitaciones a las que se vio sometida la estructura de la torrecilla
se presentaron en los árboles de carga, que se calcularon para cada una de las
hipótesis de carga, diferentes puntos de diseño y vano regulador que se encontró
con el plantillado, en condiciones normal y excepcional. Para proteger las
torrecillas de la acción de las cargas ejercidas por los conductores y de la
variación aleatoria de fenómenos meteorológicos, tales como el viento y la
temperatura, fue necesario afectar las cargas de trabajo por un conjunto de
factores de sobrecarga con los cuales se garantizó la resistencia de las
estructuras y por consiguiente la confiabilidad de la línea. En la siguiente tabla se
presentan los factores de seguridad:
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Tabla 7. Factores de seguridad usados
Suspensión
Retención y terminal
Normal
Normal
HIPOTESIS
Anormal
Anormal
Mantenim.
Mantenim.
TORRES
Carga transversal de viento
1.65
1.65
Carga transversal de ángulo
1.40
Carga longitudinal
1.40
2.00
1.40
2.00
1.40
1.20
1.20
1.20
1.20
Carga vertical
1.10
1.10
1.10
1.10
Peso Propio
1.00
1.00
1.00
1.00
Es necesario mencionar que los factores de seguridad mencionados anteriormente
han sido tomados de la normatividad dispuesta para CODENSA.
9.6.
CURVAS DE UTILIZACIÓN
Las curvas de utilización de las estructuras se calculan verificando las cargas
cuando el vano viento es cero con un ángulo de deflexión máximo y cuando el
vano viento es máximo y el ángulo de deflexión es cero.
Para las estructuras, se verificó que la carga resultante de las cargas
transversales (carga de viento y de ángulo) en el punto de diseño fuera igual a la
carga resultante para las condiciones de ángulo de deflexión y vano viento antes
mencionadas, ya que las curvas dependen de la capacidad de las crucetas. La
curva de utilización de las estructuras se encuentra en el anexo 12.7.
10. RESULTADOS
Los resultados del cálculo de la temperatura equivalente del creep se muestran en
el ANEXO 12.1, las flechas y tensiones se presentan en el ANEXO 12.2, los
cálculos de árboles de carga en el ANEXO 12.3 para las estructuras en
suspensión y el ANEXO 12.4 para las estructuras en retención, los esquemas de
árboles de carga en el ANEXO 12.5 para la estructura en suspensión y en el
ANEXO 12.6 para las estructuras en retención, en el ANEXO 12.7 se encuentran
las curvas de utilización, en el ANEXO 12.8 se presentan los resultados del
proceso iterativo y análisis de sensibilidad de la suspensión. En el ANEXO 12.9
están los pesos estimados de las torres. En el ANEXO 12.10 está la optimización
de estructuras con datos calculados, en el ANEXO 12.11 está el cálculo de los
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costos de la línea en los tramos de palma para las alternativas de postes y de
torres y en el ANEXO 12.12 el cálculo mecánico para determinar la resistencia de
los aisladores.
11. CONCLUSIONES
De acuerdo con la topografía, se seleccionaron las estructuras que cumplieran con
las distancias de seguridad requeridas y que respondieran a las exigencias de los
ángulos de deflexión de la ruta, por medio de iteraciones en el ángulo de la línea y
la metodología de la BPA.
Las estructuras a usar a lo largo de la línea en general son torres metálicas,
debido a que son menos costosas, sin tener e cuenta la zona de servidumbre,
pero cuando la línea de transmisión atraviesa cultivos de palma, en donde se
busca que el ancho de servidumbre sea mínimo, se usaran postes debido a que
causan menos afectación de palma, reduciendo el costo de la zona de
servidumbre.
Las estructuras a usar para las zonas de cultivos de palma, son postes de 29.9 m
de altura debido a que su costo total (el costo de la estructura sumado con el costo
de las palmas afectadas en su zona de servidumbre) da un valor mas bajo que el
costo total de las estructuras en torres y en postes de acero.
Todas las estructuras cumplen con los criterios de resistencia y balanceo de
cadenas para todos los casos de carga.
12. REFERENCIAS
A. Ministerio de Minas y Energía. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas
(RETIE). Resolución No. 18-1294 del 6 de agosto de 2008.
B. ASCE Manuals and Reports on Engineering Practice No. 74
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13. ANEXOS
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13.1. CÁLCULO DE LA TEMPERATURA EQUIVALENTE DE CREEP
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13.2. CÁLCULO DE FLECHAS Y TENSIONES
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13.3. CÁLCULO DE ÁRBOLES DE CARGA ESTRUCTURAS EN
SUSPENSIÓN
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PARA EL POSTE EN SUSPENSIÓN
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13.4. CÁLCULO DE ÁRBOLES DE CARGA ESTRUCTURAS EN
RETENCIÓN
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13.5. ESQUEMAS DE ÁRBOLES DE CARGA PARA SUSPENSIÓN
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DISEÑO LÍNEA DE TRANSMISIÓN A 115 kV
ENTRE S.E. OCOA, S.E. GUAMAL Y S.E. SAN FERNANDO
norcontrol
ELECTRIFICADORA
DEL META S.A E.S.P.
DISEÑO LINEA DE TRANSMISIÓN A 115 kV
ENTRE S.E. OCOA, S.E. GUAMAL Y S.E. SAN FERNANDO
norcontrol
ELECTRIFICADORA
DEL META S.A E.S.P.
CÁLCULOS ELECTROMECÁNICOS
(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
13.6. ESQUEMAS DE ÁRBOLES DE CARGA PARA RETENCIONES
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ENTRE S.E. OCOA, S.E. GUAMAL Y S.E. SAN FERNANDO
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DISEÑO LÍNEA DE TRANSMISIÓN A 115 kV
ENTRE S.E. OCOA, S.E. GUAMAL Y S.E. SAN FERNANDO
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DISEÑO LÍNEA DE TRANSMISIÓN A 115 kV
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ENTRE S.E. OCOA, S.E. GUAMAL Y S.E. SAN FERNANDO
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CÁLCULOS ELECTROMECÁNICOS
(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
13.7. CURVAS DE UTILIZACIÓN
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(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
13.8. RESULTADOS DEL PROCESO ITERATIVO DE OPTIMIZACIÓN
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(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
Para todos los casos se evaluó la torre A en suspensión con un ángulo de
deflexión de 2º, para la torre tipo B se evaluaron ángulos de 10º, 15º y 25º, para
las torres tipo C se evaluaron ángulos de 50º y 90º. Para las torres tipo D se
evaluaron de 90º y 97º.
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(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
13.9. PESOS ESTIMADOS DE LAS ESTRUCTURAS
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13.10. OPTIMIZACIÓN DE ESTRUCTURAS CON DATOS CALCULADOS
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(CONSORCIO DISEÑOS META A+I&D)
13.11. CÁLCULO DE LOS COSTOS DE TORRES Y POSTES EN TRAMOS
CON PALMA
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13.12. CÁLCULO MECÁNICO DE LOS AISLADORES
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