Transmisión de Energía Eléctrica: Informe de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica
Cátedra de Integración Eléctrica I
Informe N°2
Transmisión de Energía Eléctrica
Curso: 1° 1° Eléctrica
Equipo de trabajo N°3
Integrantes:
• Casais, Tobías Arián (23532)
• Fernandez Bareiro, Alejandro Mikael (29013)
• Reines, Eitan (29003)
• Juampera, Joaquín Lautaro (29133)
Cuerpo docente:
• Profesor: Ing. Alejandro Di Sarcina
• Ayudante: Ing. Luciano Lavarda
• Ayudante: Prof. Esteban Nicoli
• Tutora en lectoescritura: Mgtr. Mariana Urus
2023
Contenido
1. Introducción ............................................................................................................................. 5
2. Desarrollo ................................................................................................................................ 6
2.1 Problemática ........................................................................................................................... 6
3. Señal de transmisión ................................................................................................................. 6
3.1 Selección de señal de transmisión............................................................................................. 7
3.1.1 Soluciones viables ................................................................................................................ 8
3.1.2 Criterios por evaluar ............................................................................................................. 8
4. Sistema de transmisión .............................................................................................................. 9
4.1 Selección de tipo de sistema de transmisión ............................................................................ 11
4.1.1 Soluciones viables .............................................................................................................. 11
4.1.2 Criterios a evaluar .............................................................................................................. 11
5. Tipo de tendido eléctrico ......................................................................................................... 12
5.1 Posibles soluciones ............................................................................................................... 13
5.2 Selección del tipo de tendido.................................................................................................. 13
6. Traza de línea ......................................................................................................................... 14
6.1 Traza de línea área alternativa Nº1 ......................................................................................... 14
6.1.2 Traza de línea aérea alternativa Nº2 ..................................................................................... 15
6.1.3 Traza de línea aérea alternativa Nº3 ..................................................................................... 16
6.2. Elección de traza .................................................................................................................. 16
6.2.1. Soluciones viables ............................................................................................................. 16
6.2.2. Criterios por evaluar .......................................................................................................... 16
7. Nivel de tensión ...................................................................................................................... 18
8. Nivel de corriente ................................................................................................................... 19
9. Conductor seleccionado........................................................................................................... 19
9.1. Selección de cantidad de subconductores por efecto corona..................................................... 21
9.1.2. Pérdidas por efecto corona ................................................................................................. 21
9.1.2.1. Tensión critica disruptiva ................................................................................................ 21
9.1.2.2. Tensión máxima ............................................................................................................. 22
9.1.2.3. Perdidas por efecto corona .............................................................................................. 22
9.2. Selección de cantidad de subconductores ............................................................................... 22
9.2.1. Hipótesis primera .............................................................................................................. 22
9.2.2. Hipótesis segunda.............................................................................................................. 23
9.2.3. Hipótesis tercera................................................................................................................ 24
10. Parámetros unitarios de la línea .............................................................................................. 24
10.1. Hipótesis primera: .............................................................................................................. 25
10.1.1. Resistencia “R”: .............................................................................................................. 25
1
10.1.2. Cálculo de DMG (distancia media geométrica entre conductores) ....................................... 25
10.1.3. Cálculo de RMG (radio medio geométrico entre sub-conductores)...................................... 26
10.1.4. Cálculo de la inductancia (L):........................................................................................... 27
10.1.5. Cálculo de la Reactancia inductiva (Xl):............................................................................ 27
10.1.6. Cálculo de la Capacidad (Cs):........................................................................................... 27
10.1.7. Cálculo de la susceptancia capacitiva (Bc):........................................................................ 27
10.1.7.1. Cálculo de la conductancia o perditancia (G) .................................................................. 28
10.1.8. Cálculo de la impedancia (Z)............................................................................................ 28
10.1.9. Cálculo de la admitancia (Y) ............................................................................................ 28
10.1.10. Cálculo de la impedancia natural (Zn) ............................................................................. 28
10.1.11. Cálculo de la potencia natural (Pn).................................................................................. 29
11.1.12. Caída de tensión ............................................................................................................ 29
10.2. Hipótesis segunda............................................................................................................... 30
10.3. Hipótesis tercera................................................................................................................. 31
10.4. Hipótesis cuarta.................................................................................................................. 32
10.5. Elección del conductor ideal................................................................................................ 34
10.5.1. Hipótesis primera ............................................................................................................ 34
10.5.2. Hipótesis segunda ............................................................................................................ 34
10.5.3. Hipótesis tercera .............................................................................................................. 34
10.5.4. Hipótesis cuarta ............................................................................................................... 34
11. Elección de la cantidad final de conductores ........................................................................... 34
12. Cálculos mecánicos ............................................................................................................... 35
12.1. Flecha de la línea................................................................................................................ 38
13. Elección del aislador ............................................................................................................. 40
13.1. Material del aislador ........................................................................................................... 40
13.2. Cálculos mecánicos de los aisladores ................................................................................... 41
14. Estación transformadora ........................................................................................................ 45
14.1. Introducción....................................................................................................................... 45
14.2. Estación transformadora (Rio Coronda) ............................................................................... 45
14.3. Diseño ............................................................................................................................... 45
14.3.1. Posibles diseños .............................................................................................................. 47
14.3.1.1. Sistema interruptor y medio ........................................................................................... 47
14.3.1.2. Sistema con doble interruptor ........................................................................................ 48
14.3.1.3. Sistema con simple interruptor....................................................................................... 49
14.3.2. Selección del diseño ........................................................................................................ 50
14.3.2.1 Alternativas................................................................................................................... 50
14.3.2.2. Criterios ....................................................................................................................... 50
2
14.3.2.3. Valoración.................................................................................................................... 51
14.4. Estación transformadora (contigua a la central) .................................................................... 53
14.4.1. Emplazamiento y aislamiento ........................................................................................... 54
14.4.2. Sistemas Alternativas de sistemas ..................................................................................... 54
14.2.3. Criterios.......................................................................................................................... 55
15. Conclusión ........................................................................................................................... 58
16. Bibliografía .......................................................................................................................... 59
Índice de gráficos.
1 Diferencia entre C.C y C.A ........................................................................................................... 7
2 Diferencia de precios entre C.C y C.A........................................................................................... 7
3 Función criterio.......................................................................................................................... 8
4 Monofásica.............................................................................................................................. 10
5 Bifásica.................................................................................................................................... 10
6 Trifásica................................................................................................................................... 11
7 Primera opción de traza ........................................................................................................... 15
8 Segunda opción de traza .......................................................................................................... 15
9 Tercera opción de traza............................................................................................................ 16
10 Conductor ............................................................................................................................. 20
11 Catálogo de conductores ........................................................................................................ 20
12 Separador para 2 subconductores. .......................................................................................... 23
13 Resultados de la hipótesis primera. ........................................................................................ 23
14 Separador de 3 subconductores. ............................................................................................. 23
15 Resultados de la segunda hipótesis. ........................................................................................ 24
16 Separador de cuatro subconductores. ..................................................................................... 24
17 Resultados de la tercera hipótesis. .......................................................................................... 24
18 Torre modelo para la hipótesis primera. .................................................................................. 25
19 Torre modelo para la hipótesis primera. .................................................................................. 26
20 Caída de tensión Admitida ...................................................................................................... 29
21 Representación modelo PI ...................................................................................................... 29
22 Torre modelo de la hipótesis segunda. .................................................................................... 31
23 Valores de las distancias de la Torre modelo de la hipótesis segunda. ....................................... 31
24 Resultados de la segunda hipótesis. ........................................................................................ 31
25 Torre modelo de la hipótesis tercera. ...................................................................................... 32
26 Valores de las distancias de la torre modelo de la hipótesis tercera........................................... 32
27 Resultados de la hipótesis tercera. .......................................................................................... 32
28 Torre modelo de la hipótesis cuarta. ....................................................................................... 33
29 Valores de las distancias de la torre modelo de la hipótesis tercera........................................... 33
30 Resultados de la hipótesis cuarta. ........................................................................................... 33
31 velocidad del viento zona B .................................................................................................... 35
32 velocidad del viento zona C .................................................................................................... 35
33 Zonas B, C .............................................................................................................................. 35
34 Vano, Flecha .......................................................................................................................... 35
35 Peso y Fuerza del viento ......................................................................................................... 36
36 Velocidad del viento. .............................................................................................................. 37
3
37 Vanos y alturas mínimas reglamentarias.................................................................................. 38
38 Distancias básicas según AEA .................................................................................................. 38
39 Aisladores de porcelana ......................................................................................................... 41
40 Aislador de vidrio ................................................................................................................... 41
41 Aislador polimérico ................................................................................................................ 41
42 Factor de polución ................................................................................................................. 42
43 Tabla de nivel de contaminación 1 .......................................................................................... 42
44 Tabla de nivel de contaminación 2 .......................................................................................... 43
45 Amarres de cadena de aisladores ............................................................................................ 43
46 Descargador de sobretensión ................................................................................................. 46
47 Transformador de tensión ...................................................................................................... 46
48 Transformador de intensidad. ................................................................................................. 46
49 Seccionador de puesta a tierra. ............................................................................................... 46
50 Seccionador de línea. ............................................................................................................. 47
51 Interruptor. ........................................................................................................................... 47
52 Sistema con interruptor y medio ............................................................................................. 47
53 Sistema con doble interruptor ................................................................................................ 48
54 Sistema con simple interruptor ............................................................................................... 49
55 Representación diagrama unifilar de la conexión a la E.T. Rio coronda ...................................... 53
56 Unifilar Conexión a rio coronda............................................................................................... 53
57 E.T. de intemperie. ................................................................................................................. 54
58 E.T. de interior aislada en aire ................................................................................................. 54
59 Unifilar E.T. contigua a la central ............................................................................................. 57
Índice de tablas
1 Tabla de criterios ....................................................................................................................... 8
2 Tabla de alternativas.................................................................................................................. 9
3 Función criterio.......................................................................................................................... 9
4 Asignación de criterios ............................................................................................................. 12
5 Razonamiento ......................................................................................................................... 12
6 Puntajes .................................................................................................................................. 12
7 Asignación de criterios ............................................................................................................. 13
8 Razonamiento ......................................................................................................................... 14
9 Puntajes .................................................................................................................................. 14
10 Valores de los criterios............................................................................................................ 17
11 valores de las alternativas ...................................................................................................... 17
12 Puntajes de las alternativas .................................................................................................... 18
14 Valores de la primera hipótesis ............................................................................................... 34
15 Valores de la segunda hipótesis .............................................................................................. 34
16 Valores de la tercera hipótesis ................................................................................................ 34
17 Valores de la cuarta hipótesis ................................................................................................. 34
18 Tabla de criterios ................................................................................................................... 51
19 Valores de alternativas........................................................................................................... 51
20 Función criterio...................................................................................................................... 53
21 Asignación de valores de criterios ........................................................................................... 55
22 Valores de las alternativas ...................................................................................................... 55
23 Función criterio...................................................................................................................... 57
4
1. Introducción
En el presente informe, se explica la resolución de una problemática sobre transmisión de
energía eléctrica. La realización de este trabajo tiene como objetivos aprender a investigar,
tomar decisiones, distinguir fuentes confiables de información y ponderar criterios para la
toma de decisiones.
En primer lugar, se investigaron los tipos de señales y sistemas que se pueden utilizar a la
hora de crear una línea de transmisión de energía. En segundo lugar, se analizó y definió la
traza optima de la línea. En tercer lugar, se hicieron los cálculos tanto eléctricos como
mecánicos, poder elegir los conductores, tipo de torre, cantidad de torres, vano, tipo y
cantidad de aisladores en función de los parámetros obtenidos. En cuarto lugar, se realizó la
elección y diseño del sistema de conexión entre la central generadora y la adecuación de la
E.T. de destino.
Se aplicó una metodología basada en la investigación, ponderación de fuentes, y toma de
decisiones en función de los datos, y los resultados obtenidos.
Para la construcción de este informe se consultaron múltiples fuentes tales como:
CAMMESA, Google Earth, el libro “Sistemas eléctricos de potencia de Hugo carranza”,
entre otros.
5
2. Desarrollo
2.1 Problemática
El trabajo se iniciará abordando la problemática presentada por la cátedra de Integración
Eléctrica I, que se centra en aprovechamiento de la energía generada por la Central
Hidroeléctrica que fue proyectada en el TP N°1 “Generación de Energía Eléctrica”.
La consigna fue desarrollar el anteproyecto de un sistema de transmisión de energía eléctrica
en la región eléctrica "Litoral" con una potencia instalada de 500 MW. Se debe encontrar una
solución que conecte de manera óptima la central generadora con la Estación
Transformadora (ET) “Rio Coronda”, ubicada en la provincia de Santa Fe.
Se debió diseñar la Estación Transformadora (ET) contigua a la central, la línea de
transmisión desde la nueva ET hasta la ET “Rio Coronda” y la adecuación de la ET “Rio
Coronda” para recibir la línea desde la nueva ET
3. Señal de transmisión
Lo primero que se tuvo que investigar para el proceso de transmisión de energía eléctrica f ue
la elección de tipo de señal de transmisión, para ello, se analizaron y compararon los tipos de
señales existentes: La alterna o senoidal (Corriente Alterna) y la continua (Corriente
Continua). Para encontrar de forma óptima el tipo de señal de nuestro sistema de transmisión
eléctrica se buscaron las diferencias entre cada una y sus respectivas definiciones, basándose
en la información brindada por Wikipedia.
La “corriente alterna” (CA) es un tipo de corriente eléctrica, en la que la dirección que
circulan las cargas eléctricas (cantidad definida de electrones) varia cíclicamente con el pasar
del tiempo. La corriente que fluye por las líneas eléctricas y la electricidad disponible
normalmente en las casas procedente de los enchufes de la pared es corriente alterna. La
corriente estándar utilizada en los EE.UU. es de 60 ciclos por segundo (es decir, una
frecuencia de 60 Hz); en Europa y en la mayor parte del mundo es de 50 ciclos por segundo
(es decir, una frecuencia de 50 Hz.).
La “corriente continua” (CC) es un tipo de corriente eléctrica, en la que la dirección que
circulan las cargas eléctricas es continua, es decir, que no cambia de sentido con el tiempo.
En corriente alterna de alta tensión se presentan distintos inconvenientes. El más importante
es la presencia de energía reactiva. La energía reactiva es el flujo de energía que
continuamente carga y descarga los campos eléctrico y magnético de la línea para así formar
una oscilación periódica entre la tensión y la intensidad. Aunque no se desperdicie
directamente (la energía se recupera al descargarse los campos), la intensidad y la tensión
adicionales en la línea restan su capacidad económica útil. Al aumentar la capacitancia y la
inductancia con la longitud de la línea, la energía reactiva aumenta igualmente hasta que se
alcanza una distancia crítica (600km) en que el transporte comercial deja de ser viable. Este
inconveniente no existe en las líneas de corriente continua, ya que no transportan energía
reactiva. Por lo tanto, tienen mayor capacidad de transmisión eléctrica por conductor,
mejoran el control de la potencia activa de forma más sencilla y rápida y aumentan la
estabilidad de la red, evitando así las desconexiones en cascada que pueden derivar en
grandes apagones. Por último, tanto la conversión de CA a CC, como de CC a CA requieren
6
de un equipamiento complejo y por lo tanto caro. Y como la generación de la energía la gran
mayoría de las veces se hace en CA, la conversión se vuelve viable para distancias de línea
largas.
1 Diferencia entre C.C y C.A
Fue importante tener en cuenta que el tipo de señal eléctrica a la salida de la central
hidroeléctrica es de corriente alterna (CA) y el tipo de señal eléctrica a la que debe llegar la
energía a la Estación Transformadora Rio Coronda tiene que ser la misma. Por lo que una
línea de transmisión en corriente continua necesita convertidor de potencia y rectificador,
cada uno a un extremo de la red y filtros a la salida del convertidor. Según el Imperial
College of London, estos elementos tienen costos muy elevados, volviendo rentable al
sistema de transmisión de corriente continua para las distancias superiores a los 600km
aproximadamente en el caso de sistemas aéreos y 50km en el caso de subterráneos.
En el siguiente cuadro podemos ver la comparación del precio de las líneas de trasmisión de
corriente continua y alterna según su longitud. Este fue un estudio propuesto por la facultad
de Carolina del Norte, Estados Unidos.
2 Diferencia de precios entre C.C y C.A.
3.1 Selección de señal de transmisión
Para este proceso de toma de decisión se realizó una matriz, donde se evaluaron las posibles
soluciones en base a una serie de criterios. Cabe aclarar que este proceso de selección de la
solución óptima va a ser repetido en varias ocasiones a lo largo del informe. Para lograrlo, se
empleó la función criterio desarrollada en el libro (“Introducción a la ingeniería de
proyectos”), la cual constituye una herramienta de optimización que plantea las diferentes
7
alternativas y establece criterios medibles para compararlas y determinar cuál de ellas cumple
en mayor medida con dichos criterios.
La función criterio escogida fue la de carácter máximo, esto quiere decir que las que mejor
cumplieron el criterio, fueron valoradas con la mayor puntuación. Se puede expresar con la
siguiente relación:
3 Función criterio.
Donde:
Aí = Al peso o valor dado a cada alternativa
Xi = Al peso o valor dado a cada criterio
3.1.1 Soluciones viables
Al tener dos únicas posibles soluciones, no se realizó el estudio de viabilidad como en trabajo
practico anterior, directamente pasaron por la matriz de decisiones para poder saber cuál es la
solución óptima.
•
•
A1 = Corriente Continua.
A2 = Corriente Alterna.
3.1.2 Criterios por evaluar
•
•
•
•
C1= Facilidad de transformación de la tensión.
C2= Variación de la tensión a transportar.
C3= Costo de fabricación y maniobra.
C4= Perdidas en la línea.
Asignación de valores a los criterios
Criterios
Xi
Razonamiento
C1: Facilidad de transformación de la
tensión.
C2: Variación de la tensión a
transportar.
15
C3: Costo de fabricación y maniobra.
25
C4: Perdidas en la línea.
30
Se califica la facilidad del cambio del
nivel de tensión.
Es importante el cambio de tensión
utilizada al trasmitir, ya que se busca
una interconexión versátil en las
distintas líneas de transmisión del
SADI.
Se califica la cantidad de capital
necesario para construir dicho
sistema.
Se tendrá en cuenta la cantidad de
pérdidas a lo largo del tiempo, debido
a que esto afecta a las posibles caídas
de tensiones.
30
1 Tabla de criterios
8
Asignación de valores a las alternativas
Criterios
A1
4
A2
7
C2: Variación de la tensión a
transportar.
8
6
C3: Costo de fabricación y
6
8
maniobra.
C4: Pérdidas en la línea.
4
7
C1: Facilidad de transformación de
la tensión.
Razonamiento
Según el Imperial College of London, las
líneas de Alta Tensión de Corriente
Continua (HVDC) tienen costos directos
de inversión muy altos en comparación a
los costos de las líneas de alta tensión de
corriente alterna (HVAC).
La corriente continua sólo tiene caída de
tensión por la resistencia de la línea. En la
corriente alterna, la caída de tensión
además de depender de la resistencia
también depende de las reactancias que se
forman en la línea.
El costo de la fabricación y maniobra de la
corriente alterna es menos.
En este caso se le asigna un valor agregado
a la corriente continua debido a la longitud
de la línea trazada que es de 54km, si bien
ambas alternativas poseen un valor similar,
la corriente continua se amortiza mejor a
partir de 600km.
2 Tabla de alternativas
Desarrollo de la función criterio
Criterios
C1: Transformación en
el tipo de onda.
C2: Variación de la
tensión a transportar
C3: Costo de fabricación
y maniobra.
C4: Perdidas en la línea
Xi
15
A1
4
A1. Xi
60
30
8
25
30
Fc=∑Ai.Xi
A2
7
A2. Xi
105
240
6
180
6
150
8
200
4
120
570
7
210
695
3 Función criterio
Al ver la tabla 3, se llegó a la conclusión de que el tipo de señal con más valoración es la
alternativa número 2, es decir, la Corriente Alterna es la señal de transmisión optima.
4. Sistema de transmisión
En este apartado, se analizó y comparó los distintos tipos de sistemas de distribución de
energía eléctrica, para encontrar de forma óptima el tipo de sistema de transmisión eléctrica.
A continuación, se mostrará la diferencia entre cada uno y sus respectivas definiciones.
Monofásico:
En ingeniería eléctrica, un sistema monofásico es un sistema de producción, distribución y
consumo de energía eléctrica que está formado por una única fase.
9
4 Monofásica
Bifásico:
En ingeniería eléctrica un sistema bifásico es un sistema de producción y distribución de
energía eléctrica basado en dos tensiones alternas que se hallan desfasadas 90° eléctricos en
su frecuencia. Actualmente el sistema bifásico está en desuso por consid erarse más peligroso
que el sistema monofásico, además de ser más costoso por necesitar más conductores.
5 Bifásica
Trifásico:
En ingeniería eléctrica un sistema trifásico es un sistema de producción, distribución y
consumo de energía eléctrica por tres corrientes alternas monofásicas de igual frecuencia y
amplitud que se encuentran desfasadas entre si 120° eléctricos.
10
6 Trifásica
El sistema trifásico presenta ventajas tales como la economía de sus líneas, ya que sus hilos
son más delgados que los de una línea monofásica equivalente. Reduce la cantidad y sección
de conductores necesarios para transportar una potencia determinada.
El sistema trifásico presenta menos perdidas que el monofásico permitiendo transmitir
mayores potencias con pérdidas menores.
4.1 Selección de tipo de sistema de transmisión
Para este proceso se plantearon las soluciones viables y los criterios de optimización para
lograr llegar a la solución óptima mediante la aplicación de la ya mencionada función
criterio.
4.1.1 Soluciones viables
•
•
A1: Monofásico.
A2: Trifásico.
4.1.2 Criterios a evaluar
•
•
•
•
•
C1: Eficiencia.
C2: Costos.
C3: Fluctuación del flujo.
C4: Potencia total a transmitir.
C5: Perdidas.
Tabla de valoración de criterios.
Se dividió 100 puntos entre los 4 criterios, organizando la división de puntajes de manera
jerárquica según la importancia que le damos a cada criterio.
11
Asignación de valores de criterios.
Criterios
C1
C2
C3
C4
C5
Xi
40
20
10
10
20
Razonamiento
Evalúa la capacidad de transmisión del tipo de sistema.
Evalúa la inversión necesaria para la puesta en marcha del sistema.
Evalúa los cambios que presenta el flujo a lo largo del sistema.
Evalúa potencia total que transmite el sistema.
Evalúa las pérdidas que presenta el sistema.
4 Asignación de criterios
Tabla de valoración de alternativas.
Se le asignaron puntajes del 1 al 10 a las distintas alternativas, en función de cómo cumplen o
se ven impactadas por los respectivos criterios.
Asignación de valores a las alternativas
Criterios.
C1: eficiencia
A1
5
A2
7
C2: Costo
5
8
C3: Fluctuación de
flujo.
C4: Pot. total, a
transmitir
C5: Perdidas.
1
9
5
7
4
8
Razonamiento.
La relación entre el material y la potencia es
mejor en el sistema trifásico.
El costo de un sistema trifásico es menor a contra
del de un sistema monofásico.
En el sistema trifásico casi no hay fluctuaciones
en el flujo.
La potencia total transmitida es mayor en el
sistema trifásico.
El sistema trifásico tiene menores perdidas de
potencia.
5 Razonamiento
Desarrollo de la función criterio
Criterios
C1: eficiencia
Ci
40
A1
5
A1xCi
200
A2
7
A2xCi
280
C2: Costo
C3: Fluctuación de flujo.
C4: Pot. total, a transmitir
C5: Perdidas.
20
10
10
20
5
1
5
4
100
10
50
80
440
8
9
7
8
160
90
70
160
760
𝐹𝑐=∑𝐴𝑖. 𝑋𝑖
6 Puntajes
Como se ve en la tabla el sistema de transmisión con mayor valoración numérica es la
alternativa A3, por lo tanto, la solución óptima resulto ser el sistema trifásico.
5. Tipo de tendido eléctrico
Se analizaron los tipos de tendido eléctrico con el fin de encontrar la opción óptima para el
proyecto.
12
5.1 Posibles soluciones
Tendido Aéreo: Este tipo de tendido consta, en el caso de alta tensión, de conductores
desnudos sostenidos por estructuras. Es el tipo de tendido más usado para las líneas de
transmisión de alta tensión debido al bajo costo del conductor y de las obras respecto al
tendido subterráneo.
Tendido Subterráneo: Este tipo de tendido consta de cables de tipo “subterráneo”, el cual se
caracteriza por poseer diversas capas de protección. Se utiliza por propósitos estéticos,
normalmente en el entorno urbano, pero también puede tener el propósito adicional de hacer
las líneas de energía menos susceptibles a las interrupciones durante las tormentas de vientos
fuertes o tormentas de nieve o hielo. Soterrar una línea puede aumentar los costes iniciales de
transmisión de energía eléctrica y de distribución, pero puede disminuir los costes operativos
durante la vida útil de la infraestructura.
Como ambas opciones pueden ser utilizadas en este caso, se procede directamente a realizar
el proceso de optimización para lograr de esta manera hallar la solución óptima.
5.2 Selección del tipo de tendido
Para este proceso se utilizó la función criterio detallada anteriormente.
Soluciones viables:
A1: Aéreo.
A2: Subterráneo.
Criterios a evaluar:
C1: Costo.
C2: Seguridad.
C3: Mantenimiento.
C4: Facilidad de operación.
Tabla de valoración de criterios.
Se dividió 100 puntos entre los 4 criterios, organizando la división de puntajes de manera
jerárquica según la importancia que le damos a cada criterio.
Asignación de valores de criterios.
Criterios
Xi
Razonamiento
C1
40
C2
20
C3
20
C4
20
Se decidió que el costo de los conductores, estructuras y obras
necesarias sea determinante.
Se decidió que el nivel de seguridad y los riesgos que pueda
ocasionar sean de importancia regular.
Se decidió que el costo de mantenimiento y la necesidad de realizarlo
de manera periódica sean de importancia regular.
Se determinó que la facilidad en la maniobra, operación y detección
de fallas sean de importancia moderada.
7 Asignación de criterios
13
Tabla de valoración de alternativas.
Asignación de valores a las alternativas
Criterios
C1: Costo
A1
10
A2
3
C2: Seguridad
5
8
C3: Mantenimiento
3
8
C4: Facilidad de
operación
8
2
Razonamiento
Según empresas extranjeras, como National Grid, el costo
de instalación de una línea subterránea es
aproximadamente 15 veces mayor al equivalente aéreo.
Al estar enterrado, el tendido subterráneo es más seguro y
hay menos posibilidades de que ocurra un accidente.
Al estar en la intemperie, el tendido aéreo necesita de un
mantenimiento más periódico.
En el caso del tendido aéreo, la operación, la detección
de fallos y su reparación se pueden realizar con relativa
sencillez. Por el contrario, en el caso del tendido
subterráneo, tanto la detección de fallos como su
reparación conlleva una dificultad mayor.
8 Razonamiento
Desarrollo de la función criterio
Criterios
Ci
A1
A1xCi
C1: Costo
40
10
400
C2: Seguridad
20
5
100
C3: Mantenimiento.
20
3
60
C4: Facilidad de operación
20
8
160
720
𝐹𝑐=∑𝐴𝑖. 𝑋𝑖
A2
3
8
8
2
A2xCi
120
160
160
40
480
9 Puntajes
Como se puede ver en la tabla, la solución óptima para el tipo de tendido resulto ser la
alternativa N°1, es decir el tendido aéreo.
6. Traza de línea
Una vez tomado la decisión de cuál será el tipo de tendido, se analizó los tipos de trazas
posibles para la conexión entre la central hidroeléctrica y estación transformadora Rio
Coronda.
La traza es el camino que recorre una línea de transmisión de energía eléctrica para unir dos
puntos de importancia. La traza puede tener varios caminos posibles, pero algunos presentan
más inconvenientes a la hora de su construcción, por eso se debe analizar las posibles trazas,
para luego seleccionar la óptima. Para este caso, se analizaron tres posibles tipos de trazas:
6.1 Traza de línea área alternativa Nº1
El trazado ideal sería desde la central hasta la estación transformadora, ya que es una línea
recta y no posee cambios de dirección. La distancia entre estos dos puntos es de 115.33 km.
El Inconveniente fue que esta traza atraviesa varias zonas urbanas y zonas de vegetación
abundante, con base a estos criterios, quedo descartada como solución viable.
14
7 Primera opción de traza
6.1.2 Traza de línea aérea alternativa Nº2
Esta segunda traza se basó en seguir la trayectoria de una línea de tensión de 500 Kv ya
existente que permitió la conexión con la estación transformadora. La trayectoria de la línea
costea por el lado derecho de la ciudad Paraná y del lado izquierdo de la ciudad de Santa Fe
de la Veracruz, atravesando la estación transformadora Santo Tome. La distancia entre los
dos puntos es de 213.17 km.
8 Segunda opción de traza
15
6.1.3 Traza de línea aérea alternativa Nº3
Por último, quedo como tercera opción esta traza. A diferencia de la segunda opción,
atraviesa el rio Paraná más adelante en la ciudad de victoria, empalmando con la ruta 174,
costeando la ciudad de Rosario, pero atravesando zonas urbanas donde hay líneas de 132 kV
y a su vez varios cambios de dirección. La distancia entre los dos puntos es de 236.74 km.
9 Tercera opción de traza
6.2. Elección de traza
Una vez presentado las posibles trazas, se plantearon las dos soluciones viables los criterios
de optimización para lograr llegar a la solución óptima mediante la aplicación de la ya
mencionada función criterio.
6.2.1. Soluciones viables
•
•
A1 = Alternativa 2
A2 = Alternativa 3
6.2.2. Criterios por evaluar
•
•
•
•
C1 = Longitud del conductor.
C2 = Cambios de dirección.
C3 = Accesibilidad a la línea.
C4 = Servidumbre
16
Asignación de valores a los criterios
Criterios
Xi
10
Razonamiento
A una menor longitud de la línea, menor será la cantidad del
conductor empleado. Esto reduciría el costo de la línea.
20
Mientras menos cambios de dirección haya en la línea,
menor será la cantidad de torres de amarre que se deberán
instala, reduciendo el costo del proyecto.
30
Se necesita un fácil acceso para que se puedan efectuar los
mantenimientos necesarios.
40
Se tendrá en cuenta las restricciones que puedan impedir el
paso de la línea de transmisión.
C1: Longitud del conductor
C2: Cambios de dirección
C3: Accesibilidad a la línea
C4: Servidumbre
10 Valores de los criterios
Asignación de valores a las alternativas
Criterios
A1
A2
C1: Longitud del conductor
7
5
7
4
Como se observa en las imágenes satelitales, la alternativa N°1
tiene menos cambios de direcciones ya que el recorrido que
hace es más recto por medio de la ruta y costeando las
ciudades, que a diferencia de la alternativa N°2, hace más
cambios de direcciones.
8
4
8
2
Al observar las imágenes de las alternativas, se observa que en
la N°1 es más accesible, ya que todo su recorrido es todo por
ruta y costeando las ciudades, que a diferencia del N°2,
atraviesa ciudades por lo que es más riesgoso a la hora de
hacer mantenimiento. Por este motivo, obtuvo mejor puntaje el
N°1.
La alternativa N°1 no atraviesa zonas urbanas principales, su
recorrido es costeando las ciudades por lo que no hay
restricciones que impidan el paso de la línea de transmisión.
En cambio, la alternativa N°2 atraviesa 4 ciudades y atraviesa
una zona pantanosa.
C2: Cambios de dirección
C3: Accesibilidad a la línea
C4: Servidumbre
Razonamiento
La alternativa N°1 tiene un trayecto menor a diferencia del de
la Alternativa N°2, ya que su diferencia es de 23.57 km.
11 valores de las alternativas
17
Desarrollo de la función criterio
Criterios
Xi
A1
A1 . Xi
A2
A2 . Xi
C1: Longitud del conductor
10
7
70
5
50
C2: Cambios de dirección
20
7
140
4
80
C3: Accesibilidad a la línea
30
8
240
4
120
C4: Servidumbre
40
8
320
2
80
𝐹𝑐=∑𝐴𝑖. 𝑋𝑖
770
330
12 Puntajes de las alternativas
Al realizar el proceso de función criterio, la traza con mayor valoración es la alternativa N°1,
es decir, la traza N°2.
7. Nivel de tensión
Tomando como referencia la potencia a transmitir (500MW) y la distancia (aproximadamente
213km) se debe elegir un valor de tensión que sea apropiado para su transporte.
Para esto se utilizó la fórmula de Alfred Still para obtener un nivel de tensión aproximado
para la línea de transmisión.
𝑈 = 5,5 × √ 0,62 × 𝐿 +
𝑃
100
U: tensión entre fases, compuesta en kV
L: longitud de la línea en km: 213 km
P: potencia media a transmitir en kW: 500000kW
𝑈 = 5,5 × √ 0,62 × 213 +
500000
100
𝑈 = 394 𝑘𝑉
El resultado que arrojo la fórmula de Still para la línea es de 394 kV. Ante este resultado se optó por
utilizar el valor de tensión normalizada de 500 kV. De esta manera se analizaron las alternativas para
realizar la transmisión con este nivel de tensión.
18
8. Nivel de corriente
Para la posterior realización de importantes cálculos se necesita conocer el valor de corriente
eléctrica que circulara por la línea. Adoptándose 0,85 como valor característico del coseno de
phi (𝜑), se calcula la corriente mediante el despeje de la siguiente formula:
𝑃 = √3 × 𝑈 × 𝐼 × 𝑐𝑜𝑠𝜑
Despejando “I” llegamos a:
𝐼=
𝑃
√3 × 𝑈 × 𝑐𝑜𝑠𝜑
“I” Corriente que circulara por la línea en A (Amper)
“P” Potencia total a transmitir por la línea en W (Watt) (500000000W)
“U” Tensión de la línea medida en V (Volt) (500000)
“𝑐𝑜𝑠𝜑” Valor adoptado de 0,85
𝐼=
500000000
√3 × 500000 × 0,85
𝐼 = 679,2 𝐴
Este valor de “I” calculado se divide por la cantidad de conductores que tenga la línea, ya sean uno
(no es necesario dividir) dos, tres, o cuatro conductores.
500000000
√3 × 500000 × 0,85
𝐼=
2
𝐼 =339.6 A
500000000
√3 × 500000 × 0,85
𝐼=
3
𝐼 =226.4 A
500000000
3
×
500000 × 0,85
√
𝐼=
4
𝐼 =169.8 A
9. Conductor seleccionado
Para la línea se seleccionó un conductor desnudo de aluminio con alma de acero modelo
Imalum, fabricado por la empresa IMSA.
19
10 Conductor
Características
Norma de fabricación: IRAM 2187
Temperatura máx. de operación: 80°C
Tensión de servicio (Uo/U): 132 - 220 - 380 - 500 kV
Rango de fabricación: 16 a 680 mm²
Descripción: Unipolar
Conductor: Aluminio con alma de acero
Para las hipótesis se seleccionaron las siguientes secciones en función de la carga máxima
admisible de cada uno de estos:
Para una tensión de 500kV, con dos sub-conductores por fase, con una sección de
120/20 𝑚𝑚2
Para una tensión de 500kV, con tres sub-conductores por fase, con una sección de 95/15
𝑚𝑚2
Para una tensión de 500kV, con cuatro sub-conductores por fase, con una sección de 95/15
𝑚𝑚2
11 Catálogo de conductores
20
9.1. Selección de cantidad de subconductores por efecto corona
9.1.2. Pérdidas por efecto corona
9.1.2.1. Tensión critica disruptiva
Las perdidas por este efecto comienzan a producirse desde el momento en que la tensión
critica disruptiva 𝑈𝑐 sea menor al de la línea.
𝑈𝑐 = 84 × 𝑚 𝑐 × 𝛿 × 𝑚 𝑡 × 𝑟 × log
𝐷𝑀𝐺
×n
𝑅𝑀𝐺
Significado de la notación:
𝑈𝑐 : Tensión compuesta critica eficaz en kilovoltios para que empiecen las perdidas por
efecto corona, la tensión critica disruptiva.
𝑚 𝑐 : Coeficiente de rugosidad del conductor; sus valores son
•
•
•
1 para hilos de superficie lisa.
De 0,93 a 0,98 para hilos rugosos u oxidados.
De 0,83 a 0,87 para cables
𝑚 𝑡 : Coeficiente meteorológico para tener en cuenta el efecto que produce la humedad
(lluvia, niebla, nieve, escarcha) haciendo disminuir el valor de la tensión critica disruptiva.
Sus valores son:
•
•
1 para tiempo seco.
0,8 para tiempo húmedo.
r: Radio del conductor en Cm(centímetros).
RMG: Radio medio geométrico en cm
DMG: Distancia media geométrica entre fases en Cm.
n: Cantidad de subconductores.
𝛿 : Factor de corrección de la densidad del aire, función de la altura sobre el nivel del mar.
Este factor es directamente proporcional a la presión barométrica, e inversamente a la
temperatura absoluta del aire.
Se determina con la siguiente fórmula:
h: Presión barométrica en centímetros de columna de mercurio.
θ: Temperatura en grados centígrados, correspondiente a la altitud del punto que se considere.
𝛿=
3,921 × ℎ
273 + 𝜃
𝛿=
3,921 × 76
273 + 20
𝛿 = 1.01
21
𝑈𝑐 = 84 × 𝑚 𝑐 × 𝛿 × 𝑚 𝑡 × 𝑟 × log
𝐷𝑀𝐺
𝑅𝑀𝐺
La pérdida de potencia por efecto corona, y para cada conductor, se calcula con la siguiente
fórmula:
𝑈𝑚𝑎𝑥 : Tensión compuesta más elevada, definida en el artículo 2 del reglamento de líneas en
kilovatios.
9.1.2.2. Tensión máxima
𝑈𝑚𝑎𝑥 = 1,15 × 𝑈𝑛
𝑈𝑚𝑎𝑥 = 1,15 × 500000 𝑣
𝑈𝑚𝑎𝑥 = 575000 𝑣
Cuando Uc < Umax entonces se considera la posibilidad de que se presente el efecto corona,
generando así perdidas por dicho efecto
9.1.2.3. Perdidas por efecto corona
𝑝=
241
𝑟
𝑈𝑚𝑎𝑥 𝑈𝑐 2
× (𝑓 + 25) × √ × [
− ] × 10−5 𝑘𝑊/𝑘𝑚
𝛿
𝐷
√3
√3
Donde:
𝛿: Factor de corrección de la densidad del aire.
f: Frecuencia en periodos por segundo; en general, 50 Hz.
r: Radio del conductor en centímetros.
D: Distancia media entre fases, en centímetros.
𝑈𝑐 : Tensión compuesta critica disruptiva, capaz de producir el efecto corona, en kilovatios.
9.2. Selección de cantidad de subconductores
9.2.1. Hipótesis primera
Se realizó esta hipótesis utilizando dos subconductores de 120/20 mm2 y una torre de
disposición horizontal coplanar de 12,8 metros de distancia entre conductores .
Para esta hipótesis se utilizará el “Separador-amortiguador Haz Dúplex 400 mm” de la
empresa Saprem S.A. de preformados metálicos.
22
12 Separador para 2 subconductores.
13 Resultados de la hipótesis primera.
9.2.2. Hipótesis segunda
Se realizo esta hipótesis utilizando tres subconductores de 95/15 mm2 y una torre de
disposición horizontal coplanar de 12,8 metros de distancia entre conductores.
Para esta hipótesis se utilizará el “Separador-amortiguador Triplex 450 mm” de la empresa
Saprem S.A. de preformados metálicos.
14 Separador de 3 subconductores.
23
15 Resultados de la segunda hipótesis.
9.2.3. Hipótesis tercera
Se realizó esta hipótesis utilizando cuatro subconductores de 95/15 mm2 y una torre de
disposición horizontal coplanar de 12,8 metros de distancia entre conductores.
Para esta hipótesis se utilizará el “Separador-amortiguador Cuadruplex 450 mm” de la
empresa Saprem S.A. de preformados metálicos.
16 Separador de cuatro subconductores.
17 Resultados de la tercera hipótesis.
Una vez terminada la prueba de efecto corona se concluye que la hipótesis optima será la cuarta
opción, siendo esta la de 4 subconductores por fase de 95/15 mm2 .
10. Parámetros unitarios de la línea
Para lograr una sencilla representación de la línea, se utiliza un modelo donde se presenten
sus parámetros unitarios, para dicho modelo se utilizó como referencia el modelo propuesto
en el libro “Sistemas eléctricos de potencia” de Hugo Carranza.
24
Donde:
R es la resistencia.
Y la admitancia.
X es la reactancia.
10.1. Hipótesis primera:
Se realizaron los cálculos para una línea de 500 kV con 4 subconductores de 95/15mm2 y
utilizando el siguiente modelo de torre:
Estructura arriendada del Tipo Cross-Rope, tomada del documento: “Línea de Extra Alta Tensión en
500 kV desde Cóndor Cliff y La Barrancosa hasta la Estación Transformadora río Santa Cruz.”
Publicado por represas Patagonia en conjunto con terramoena.
18 Torre modelo para la hipótesis primera.
10.1.1. Resistencia “R”:
La resistencia de un conductor se obtiene de la tabla proporcionada por IMSA, donde para un
cable de aluminio con alma de acero de sección 95/15 𝑚𝑚2 , la resistencia unitaria es de
𝑜ℎ𝑚
0,3060 𝑘𝑚 .
10.1.2. Cálculo de DMG (distancia media geométrica entre
conductores)
Para esto se requiere la disposición de los conductores de la línea, para esto se tomó como
referencia el modelo de torre ya expuesto.
25
19 Torre modelo para la hipótesis primera.
Estructura arriendada del Tipo Cross-Rope, tomada del documento: “Línea de Extra Alta Tensión en
500 kV desde Cóndor Cliff y La Barrancosa hasta la Estación Transformadora río Santa Cruz.”
Publicado por represas Patagonia en conjunto con terramoena.
3
𝐷𝑀𝐺 = √𝑑12 × 𝑑13 × 𝑑23
3
𝐷𝑀𝐺 = √7.5𝑚 × 7.5𝑚 × 15𝑚
𝐷𝑀𝐺 = 9.45𝑚
10.1.3. Cálculo de RMG (radio medio geométrico entre subconductores)
𝑛
𝑅𝑀𝐺 = √𝑛 × 𝑟 × 𝑅 𝑛−1
n: es la cantidad de conductores por fase.
r: es el radio del conductor en metros. (0.006805m)
R: distancia entre sub-conductores
4
𝑅𝑀𝐺 = √4 × 0.006805 × 0,454−1 𝑚
𝑅𝑀𝐺 = 0.223𝑚
26
10.1.4. Cálculo de la inductancia (L):
𝐿 = 2 × 10−4 × ln
𝐷𝑀𝐺 𝐻𝑦
( )
𝑅𝑀𝐺 𝑘𝑚
𝐿 = 2 × 10−4 × ln
9,45𝑚
0.223𝑚
𝐿 = 7.49 × 10−4 (
𝐻𝑦
)
𝑘𝑚
10.1.5. Cálculo de la Reactancia inductiva (Xl):
𝑋𝑙 = 2𝜋𝑓 × 𝐿
f: frecuencia: 50Hz
𝑋𝑙 = 2 × 𝜋 × 50𝐻𝑧 × 7.49 × 10−4
𝑋𝑙 = 0.235 (
𝑜ℎ𝑚
)
𝑘𝑚
10.1.6. Cálculo de la Capacidad (Cs):
𝐶𝑠 =
2𝜋 × 𝜀0 × 𝜀𝑟
𝐷𝑀𝐺
ln 𝑅𝑀𝐺
𝐹
( )
𝑘𝑚
Constante dieléctrica absoluta.
𝜀0 = 8,855 × 10−9
Constante dieléctrica relativa. (para el aire)
𝜀𝑟=1
𝐶𝑠 =
2𝜋 × 8,855 × 10 −9 × 1
ln
9.45𝑚
0.223𝑚
𝐹
𝐶𝑠 = 1.49 × 10−8 ( )
𝑘𝑚
10.1.7. Cálculo de la susceptancia capacitiva (Bc):
𝐵𝑐 = 2𝜋𝑓 × 𝐶𝑠 (𝑠/𝑘𝑚)
“C”: Capacidad de la línea.
27
“f”: Frecuencia: 50 Hz
𝐵𝑐 = 2 × 𝜋 × 50𝐻𝑧 × 1.49 × 10−8 (𝑠/𝑘𝑚)
𝐵𝑐 = 4.68 × 10−6 (𝑠/𝑘𝑚)
10.1.7.1. Cálculo de la conductancia o perditancia (G)
“La perditancia o conductancia es originada en las pérdidas por corrientes de fuga en las
cadenas de aisladores y por efecto corona debido al gradiente de campo eléctrico en las
proximidades del conductor. Debido a su reducido valor y al carácter experimental de los
métodos de estimación no será considerada en los modelos.”
Pasaje extraído del libro “Sistemas eléctricos de potencia” de Carranza Hugo.
10.1.8. Cálculo de la impedancia (Z)
𝑍 = 𝑟 + 𝑗𝑋𝐿
𝑍 = √0.30602 + 0.2352
𝑍 = 0.385 (
𝑜ℎ𝑚
) ∠37.3°
𝑘𝑚
10.1.9. Cálculo de la admitancia (Y)
𝑌 = (𝐺 + 𝑗(𝐵𝐿 − 𝐵𝐶 )
𝑌 = −𝑗(𝐵𝐶 )
𝑆𝑖
𝑌 = 4.68 × 10 −6 ( ) ∠ − 90°
𝑘𝑚
10.1.10. Cálculo de la impedancia natural (Zn)
𝑍
𝑍𝑐 = √
𝑌
Donde:
“Z”: es la impedancia.
“Y”: es la admitancia.
𝑍𝑐 = √
0.385∠37.3°
4.68 × 10−6 ∠ − 90°
28
𝑍𝑐 = 286.18 (
Ω
) ∠63.65°
𝑘𝑚
10.1.11. Cálculo de la potencia natural (Pn)
𝑃𝑛 =
𝑈2
𝑍𝐶
Donde:
U: es la tensión a utilizar en Volts (V)
𝑃𝑛 : Potencia natural o característica.
𝑍𝐶 : Impedancia natural o característica de la línea (Ω).
𝑃𝑛 =
500000 2
286.18
𝑃𝑛 = 873.6 (𝑀𝑊)
11.1.12. Caída de tensión
Se calculan las caídas en cada una de las hipótesis, ya que CAMMESA admite una tolerancia para
cada tensión, siendo de 3% para líneas de 500 kV
20 Caída de tensión Admitida
Para este fin se utilizó el siguiente modelo analizándolo como un circuito normal.
21 Representación modelo PI
Siendo:
Vs: la tensión de entrada, de aquí en adelante U 1 .
VR: la tensión de salida, de aquí en adelante U 2 : 500000 𝑣 ∠0°
I S: la corriente de entrada.
29
I R: la corriente de salida: 169.8𝐴 ∠ − 31.78° (El módulo es el obtenido por la cantidad de
subconductores y su ángulo es el ángulo 𝜑).
𝐵𝑐
𝑆𝑖
= 2,34 × 10−6 ( ) ∠ − 90°
2
𝑘𝑚
𝐼𝐶2 = 500000𝑣 × 2,34 × 10−6 ∠ − 90°
𝐼𝐶2 = 1,17𝐴∠90°
𝐼 = 𝐼𝐶2 + 𝐼𝑅
𝐼 = 1,17𝐴∠90° + 179.8 𝐴 ∠ − 31.78°
𝐼 = 179.18𝐴∠ − 31.46°
𝑈𝑍 = 𝐼 × 𝑍
𝑜ℎ𝑚
) ∠37,3° × 213,12km
𝑈𝑍 = 179,18 𝐴 ∠− 31,46° × 0.385 (
𝑘𝑚
𝑈𝑍 = 14752,8 𝑣∠5,84°
𝑈1 = 𝑈𝑍 + 𝑈2
𝑈1 = 14752.8 𝑣∠5,84° + 500000 𝑣 ∠0°
𝑈1 = 514678,42 𝑣∠0,17°
∆𝑈 = 𝑈1 − 𝑈2 = 𝑈𝑍
∆𝑈 = 514678,42 𝑣∠0,17° − 500000 𝑣 ∠0°
∆𝑈 = 14752,8 𝑣∠5,84°
∆𝑈% =
∆𝑈% =
∆𝑈 × 100
𝑈2
14752.8 𝑣 × 100
500000 𝑣
∆𝑈% = 2.9%
10.2. Hipótesis segunda
Se realizaron los cálculos para una línea de 500 kV con cuatro sub-conductores por fase de
sección 95/15 mm².
Para esta hipótesis se utilizó el siguiente modelo de torre:
30
22 Torre modelo de la hipótesis segunda.
23 Valores de las distancias de la Torre modelo de la hipótesis segunda.
24 Resultados de la segunda hipótesis.
10.3. Hipótesis tercera
Se realizaron los cálculos para una línea de 500 kV con cuatro sub-conductores por fase de
sección 95/15 mm².
Para esta hipótesis se utilizó el siguiente modelo de torre:
31
25 Torre modelo de la hipótesis tercera.
26 Valores de las distancias de la torre modelo de la hipótesis tercera.
27 Resultados de la hipótesis tercera.
10.4. Hipótesis cuarta
Se realizaron los cálculos para una línea de 500 kV con cuatro sub-conductores por fase de
sección 95/15 mm².
Para esta hipótesis se utilizó el siguiente modelo de torre:
32
28 Torre modelo de la hipótesis cuarta.
29 Valores de las distancias de la torre modelo de la hipótesis tercera.
30 Resultados de la hipótesis cuarta.
33
10.5. Elección del conductor ideal
Teniendo las cuatro hipótesis para las posibles soluciones, se debió analizar los resultados
para llegar a la solución óptima.
10.5.1. Hipótesis primera
Potencia natural
870 MW
Caída de tensión
2.8%
Pérdida de potencia
29321 kW
13 Valores de la primera hipótesis
10.5.2. Hipótesis segunda
Potencia natural
791.5 MW
Caída de tensión
2.94%
Perdida de potencia
5542 kW
14 Valores de la segunda hipótesis
10.5.3. Hipótesis tercera
Potencia natural
816 MW
Caída de tensión
2.88%
Perdida de potencia
7648,5 kW
15 Valores de la tercera hipótesis
10.5.4. Hipótesis cuarta
Potencia natural
846.2 MW
Caída de tensión
2.82%
Perdida de potencia
10769,4 kW
16 Valores de la cuarta hipótesis
11. Elección de la cantidad final de conductores
Teniendo en cuenta las cuatro hipótesis planteadas se compararon los resultados de la caída
de tensión y de la potencia natural, para así poder definir el formato de torre óptimo.
Para tomar esta decisión no se optó por construir una matriz de elección, ya que se decidió
por elegir la hipótesis cuya potencia natural sea la más cercana a la potencia de nuestra
central la cual es de 500MW. Por lo tanto, se consideró como óptima, la hipótesis N°2.
34
12. Cálculos mecánicos
Una vez obtenido el conductor mediante los cálculos eléctricos. se necesita realizar las
verificaciones mediante los cálculos mecánicos de las líneas.
Según la “Reglamentación de líneas aéreas exteriores de media y alta tensión” de la AEA,
tomando como referencia la zona geográfica y sus características, podemos despreciar el peso
del manguito de hielo, ya que en nuestra zona no se registra formación de manguito de hielo.
31 velocidad del viento zona B
32 velocidad del viento zona C
33 Zonas B, C
Para esta sección se tomaron formulas extraídas, de “Líneas de transmisión eléctricas” De
Gustavo Adolfo Bustillo.
34 Vano, Flecha
35
Donde:
“Ts”: Tensión en el punto medio del vano.
“Tc”: Tensión en el punto más alto de la curva.
“a”: Vano en metros.
“H”: Distancia entre el terreno y la parte más alta (C-B).
“h”: Altura libre (distancia entre el terreno y la parte más baja de la catenaria).
“P”: peso que soportara el cable.
La tensión en el punto medio del vano Está dada por la siguiente ecuación:
𝑇𝑠 =
𝑇𝑟
𝐶𝑠
Donde:
“Ts”: Tensión en el punto medio del vano.
“Tr”: Tensión de ruptura del cable.
“Cs”: Coeficiente de seguridad. Se adopto un valor de 2.5, en base al informe de fin de curso
de Guillermo Soria Martínez.
La tensión de ruptura de nuestro conductor es de 46.30 kN que se convierte a 4722.6 kgf.
𝑇𝑠 =
4722.6 𝑘𝑔𝑓
2,5
𝑇𝑠 = 2361.3𝑘𝑔𝑓
SOBRECARGAS DE VIENTO y hielo.
35 Peso y Fuerza del viento
36
Donde:
“W”: Peso propio del conductor (kg/m).
“Wh”: Peso del hielo.
“Wv”: Fuerza del viento (Kg/m).
Tomando de referencia la información proporcionada por la Dirección hidráulica de Entre
Ríos.
La velocidad del viento que tomaremos será la velocidad máxima anual que es de 64.4 km/h.
36 Velocidad del viento.
“W”: Peso aparente del conductor.
𝑊𝑣 = 0.007 × 𝐾 × 𝑉 2 × (𝑑 + 2𝑒)
Donde:
“K”: Factor de corrección. (K=0.6 para diámetros de conductor menores a 16mm, y K=0.5
para diámetros de más de 16mm).
“V”: Velocidad del viento (Km/h).
“e”: Espesor del manguito de hielo.
“d”: Diámetro del cable (m).
𝑊𝑣 = 0.007 × 0.6 × 64.42 × (0.01546 + 2 × 0)
𝑊𝑣 = 0.269(
𝐾𝑔
)
𝑚
Peso aparente del conductor:
𝑊´ = √𝑊𝑣2 + (𝑊𝐻 + 𝑊)2
𝑊´ = √0.2692 + (0 + 0.386)2
𝑊´ = 0.470(
𝑘𝑔
)
𝑚
37
12.1. Flecha de la línea
Para determinar la flecha de la línea se utilizarán los datos ya recopilados respectivos de la
altura máxima de los conductores y la altura mínima que deberían tener estos. El cálculo de la
flecha es necesario para verificar que los conductores no experimenten una tensión mecánica
mayor a la de ruptura de los mismos.
37 Vanos y alturas mínimas reglamentarias.
Como se muestra en el cuadro para nuestra tensión, el vano debe estar entre 400 y 500m. Para
los cálculos se adoptó un vano de 400m.
La torre con la que se trabajo es de 39.05m de altura total de la torre, la altura de los
conductores será considerada a 30 metros de altura.
La altura mínima del conductor vendrá dada por la siguiente formula extraída de la
“Reglamentación de líneas aéreas exteriores de media tensión y alta tensión”.
𝑉
𝐴𝑚 = 𝑎 + 0.01 × ( 𝑀 − 22)
√3
Siendo:
a: distancia básica según tabla 7.4-a.
Vm: tensión máxima de la línea.
38 Distancias básicas según AEA
38
𝐴𝑚 = 7.00 + 0.01 × (
575
√3
− 22)
𝐴𝑚 = 10.1𝑚
La flecha vendrá dada de hacer la resta entre la altura máxima del conductor (30m) y la
mínima (10.1m).
𝐹 = 𝐴 𝑇 − 𝐴𝑚
𝐹 = 30.0𝑚 − 10.1𝑚
𝐹 = 19.9𝑚
𝑇𝑠 =
𝑎2 × 𝑊´
8×𝐹
Donde:
“F”: Flecha.
“W’”: Peso aparente del conductor.
“a”: Vano en metros.
“Ts”: Tensión en el punto medio del vano.
𝑇𝑠 =
𝑘𝑔
4002 × 0.470 ( 𝑚 )
8 × 19,9𝑚
𝑇𝑠 = 472.36𝑘𝑔𝑓
Una vez definida la flecha y habiendo comprobado que el conductor a utilizar será optimo
desde el punto de vista mecánico.
8 × 𝐹2
𝐿 =𝑎+
3×𝑎
Siendo:
“L”: Longitud del arco de la parábola.
“a”: Vano en metros.
“F”: Flecha.
𝐿 = 400 +
8 × 19.92
3 × 400
39
𝐿 = 402.64𝑚
Una vez terminados los cálculos mecánicos, se consiguieron los siguientes resultados:
Longitud del vano: 400m.
Longitud de la flecha: 19.9m.
Longitud del conductor en el vano: 402.64m.
Conociendo estos datos, se continuo por definir la cantidad de torres que serán necesarias
para todo el recorrido de la traza, dicha cantidad vendrá dada por la siguiente ecuación.
𝐶𝑇 =
𝐿
𝑉
Donde:
Ct: cantidad de torres.
L: longitud de la línea en metros.
Vano en metros.
𝐶𝑇 =
213000𝑚
400𝑚
𝐶𝑇 = 532.5 ≅ 533 𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒𝑠
Nuestro recorrido será de 213km, tomando en cuenta un vano de 400m, se requerirán un
aproximado de 533 torres, para terminar de definir la cantidad de torres se tendrá en cuenta
los cambios de dirección, por lo cual a ese número se le agregará un porcentaje del 10%,
dando un total de 586 torres aproximadamente.
13. Elección del aislador
Los conductores de las líneas de alta tensión aéreos tienen la característica de estar desnudos
sin cobertura aislante, lo cual lleva a la necesidad de aislarlos de los soportes mediante la
utilización de aisladores. Según fabricantes de aisladores como Iberapa, estos suelen ser de
materiales tales como, porcelana, vidrio o polímeros. Estos aisladores se fijan a las torres
mediante herrajes y deben de estar preparados para soportar los esfuerzos mecánicos a los
que serán sometidos.
13.1. Material del aislador
A continuación, se enunciarán los diferentes materiales usados para la fabricación de
aisladores. Para esto se usaron datos provistos por fabricantes como Iberapa y de un informe
técnico de la Universidad Técnica de Oruro.
40
Aisladores de porcelana: La porcelana es un material especialmente resistente a
compresión, por lo que a lo largo de los años de empleo de este se han desarrollado
especialmente diseños que tienden a solicitarlo a compresión.
39 Aisladores de porcelana
Aisladores de vidrio: Se trata de un material de elevada dureza, resistencia mecánica y
estabilidad antes cambios de temperatura. Su coste inferior a la porcelana hace que se emplee
de forma más habitual en algunos países de Europa.
40 Aislador de vidrio
Aisladores Poliméricos: Algunos polímeros son hidro-repelentes (hidrofóbicas) o auto
limpiantes, que, en condiciones de alta contaminación, justifican aún más la migración de
aislamiento en porcelana hacia aislamiento polimérico (no requieren ser lavados). También
ofrecen mayores propiedades aislantes y soportan mayores esfuerzos. Pero a contramedida
tienen un costo mayor con respecto a los anteriores nombrados.
41 Aislador polimérico
13.2. Cálculos mecánicos de los aisladores
Según el informe técnico de la Universidad Técnica de Oruro del Ingeniero Bustillo, para
obtener el modelo y cantidad de aisladores necesarios, se deben obtener diversos datos. En
primer lugar, se debe plantear la ecuación del grado de aislamiento. En segundo lugar,
41
dependiendo de la zona en la que se encuentren las líneas de transmisión se definirán el grado
de aislamiento y la línea de fuga mínima. Con este último dato se debe elegir el aislador. Por
último, se deben realizar las verificaciones mecánicas y finalmente calcular la cantidad de
aisladores por cadena.
Grado de aislamiento:
𝐺𝐴 =
𝑛 × 𝐿𝐹
𝑉𝑚𝑎𝑥
Donde:
GA = Grado de aislamiento (mm/kV).
LF = Línea de fuga (mm).
Vmax = Voltaje de línea más elevado (kV).
n = Número de aisladores de la cadena.
42 Factor de polución
𝑛=
𝑉𝑚𝑎𝑥 × 𝐺𝐴
𝐿𝐹
43 Tabla de nivel de contaminación 1
42
44 Tabla de nivel de contaminación 2
𝑛=
𝑉𝑚𝑎𝑥 × 𝐺𝐴
𝐿𝐹
Herrajes para cadena de aisladores.
45 Amarres de cadena de aisladores
Luego de investigar, acerca de los aisladores, en catálogos de múltiples fabricantes, tales
como POINSA, Iberapa, INMR, entre otros.
Se concluyó que la mejor opción para el trabajo en una línea de alta tensión, son los
aisladores de vidrio, debido a su alta dureza y resistencia a comparación con los de porcelana,
ya que estos no solo presentan menor resistencia, sino que además se degradan con el pasar
del tiempo. Por otra parte, a comparación de los de vidrio, los aisladores poliméricos
presentan costos muy altos, siendo este su mayor problema.
43
Para resumir de manera breve la justificación y de acuerdo con los fabricantes consultados,
junto a la información extraída del informe del ingeniero Bustillo y del sitio web JD
eléctricos; los aisladores de vidrio presentan mayor resistencia, durabilidad y son más
económicos, lo cual nos lleva a su elección, además estos son más resistentes a perforaciones,
tienen la mayor resistencia a sobretensiones más extremas, entre otras ventajas.
Tras dicha investigación se eligió el siguiente aislador:
Modelo: U300B. (Iberapa)
Material: Vidrio.
Forma: Aislador en cadena.
Diámetro: 320 mm.
Línea de fuga: 385 mm.
Carga de rotura: 300 KN.
Tensión nominal: 500 kv.
Tensión más elevada de la línea: 575 kv.
Verificación mecánica:
TS= 685 KN
E máx.= TS/3
𝑇𝑠
3
685 𝐾𝑁
𝐸𝑚𝑎𝑥 =
3
𝐸𝑚𝑎𝑥 =
𝐸𝑚𝑎𝑥 = 228 𝐾𝑁
Donde 3 es el coeficiente de seguridad y TS es la tensión admisible en el punto medio del
vano.
E máx. = 228 KN.
Cantidad de aisladores:
𝑛=
𝑉𝑚𝑎𝑥 × 𝐺𝐴
𝐿𝐹
𝑚𝑚
575 𝑘𝑣 × 16.00 (
)
𝑘𝑣
𝑛=
385 𝑚𝑚
𝑛 = 23.89 ≅ 24
44
Para el nivel de tensión seleccionado, se deberán utilizar 24 aisladores en cadena para cada
fase.
14. Estación transformadora
14.1. Introducción
Como parte de la solución a la problemática presentada se debió diseñar una estación
transformadora emplazada de manera contigua a la central eléctrica que fue proyectada en el
anterior trabajo, y a su vez diseñar la adecuación de la E.T. Rio coronda, para que reciba la
línea de transmisión.
14.2. Estación transformadora (Rio Coronda)
Lo primero que se analizó, fueron las adecuaciones necesarias en la Estación Rio Coronda.
Para ello se investigaron los distintos tipos de sistemas existentes a la hora de conectarse, de
manera segura y eficiente a la estación transformadora (Rio Coronda). Dicha indagación
utilizo como fuentes el informe técnico de “Estaciones transformadoras” emitido por la
catedra de transmisión y distribución de la energía del departamento Ingeniería Eléctrica de la
UTN Facultad Regional Rosario y para complementar, se tomó en cuenta de manera
complementaria la información brindada por la catedra de Integración Eléctrica I de la UTN
Facultad Regional General Pacheco.
Con el fin de obtener flexibilidad en el funcionamiento y la continuidad en el servicio ante
posibles fallos y mantenimientos preventivos, se realizó un estudio sobre las diferentes
posibilidades de conexión de los circuitos principales de la estación para la selección de la
configuración óptima de nuestra estación transformadora.
14.3. Diseño
Para adecuar a la estación transformadora (ET), se investigó primero el nivel de tensión de la
ET según el unifilar del SADI (disponible en CAMESA), el cual es de 500 kV. Por lo que
sabiendo que la línea de trasmisión funciona con la misma tensión, no fue necesario
considerar la instalación de un transformador elevador en la ET Rio Coronda.
Luego, se observó la cantidad de barras que posee la estación Rio Coronda y en base a eso se
presentaron los posibles diseños para la conexión de la línea de transmisión proyectada a la
Estación Transformadora. Para ello, se investigó en el informe técnico de “estaciones
transformadoras” y se estudiaron las diferentes configuraciones de barras e interruptores para
estaciones transformadoras típicas en el país y se describieron las ventajas y desventajas de
cada una de ellas.
Antes de presentar los tipos de sistemas posibles para la conexión de la línea de transmisión
proyectada al sistema, se indago sobre los diferentes componentes que forman parte de los
sistemas de interruptor y barra las cuales son:
•
Descargador de sobretensión, es un aparato destinado a proteger el material eléctrico
contra sobretensiones transitorias elevadas y a limitar la duración y frecuentemente la
amplitud de la corriente subsiguiente.
45
46 Descargador de sobretensión
•
Transformadores de mediciones, están destinados a alimentar instrumentos de
medida, indicadores, registradores, integradores, relés de protección, o aparatos
análogos. Según la magnitud en juego se clasifican en Transformadores de Tensión y
de Corriente:
•
Transformador de Tensión:
47 Transformador de tensión
•
Transformador de intensidad:
48 Transformador de intensidad.
•
Seccionador de puesta a tierra, Son un tipo especial de seccionadores cuya función es
conectar a tierra una parte de la instalación con el objeto de realizar trabajos en ella en
condiciones seguras.
49 Seccionador de puesta a tierra.
•
Seccionador de la línea Son elementos de maniobra que proporcionan un corte visible
del circuito primario y permiten aislar y desconectar partes de la instalación
cambiando la topología de esta.
No son suficientemente robustos como para poder conectar ni desconectar potencia
(maniobra en carga), por ello es necesario que para su maniobra los interruptores se
hayan abierto previamente dejando el circuito con o sin tensión, pero sin circulación
de corriente.
46
.
50 Seccionador de línea.
•
Interruptor, es un aparato de maniobra mecánico, capaz de establecer, conducir e
interrumpir corrientes en condiciones normales del circuito; y también de establecer,
conducir por un tiempo determinado, e interrumpir corrientes en determinadas
condiciones anormales como las de cortocircuito.
51 Interruptor.
14.3.1. Posibles diseños
14.3.1.1. Sistema interruptor y medio
52 Sistema con interruptor y medio
Según el informe técnico de “Estaciones Transformadoras” de la UTN FRRO, este es uno de los
esquemas más utilizados en la actualidad y en especial en estaciones en donde se requiere un alto
grado de confiabilidad de servicio. Este sistema permite obviar el uso de un interruptor de
acoplamiento entre ambas barras.
Para cubrir todas las situaciones de desconexión, los interruptores deben ser capaces de manejar
corrientes combinadas de las cargas de dos circuitos. El servicio de mantenimiento sobre cualquiera
de los interruptores puede hacerse sin producir interrupción del servicio y sin alterar los automatismos
de protección.
Por su alta seguridad, este esquema se recomienda en estaciones elevadoras asociadas a generación y
transmisión, en general, a aquellas que manejan grandes cantidades de potencia sobre circuitos
47
individuales, como se puede ver en instalaciones de 500 kV o superior, aunque, se usa ampliamente
en circuitos por sobre los 220 kV.
Ventajas:
• Operación más flexible.
• Alta confiabilidad.
• La falla del interruptor del lado de la barra deja fuera de servicio a un solo circuito.
• Todo el traspaso se realiza con interruptores.
• Operación sencilla, no se requieren desconectadores para la operación normal.
• Cualquier barra principal puede ser sacada de servicio, en cualquier momento, para mantenimiento.
• La falla de la barra no saca de servicio a ningún circuito alimentador. Posee gran flexibilidad al
permitir que circuitos alimentadores se conecten a cualquier barra.
• Cualquier interruptor puede ser retirado del servicio para mantención.
Desventajas:
• Alto costo de implementación.
• Se requiere de un interruptor y medio por circuito.
• Los relés de protección y la reconexión automática intervienen un poco, dado que el interruptor
central debe responder a cualquiera de sus circuitos asociados.
14.3.1.2. Sistema con doble interruptor
53 Sistema con doble interruptor
48
Según el informe técnico de “Estaciones Transformadoras” de la UTN FRRO, este esquema es más
completo, mucho más flexible, de mayor confiabilidad con la desventaja de ser más costoso. Se aplica
en subestaciones de gran potencia en las cuales el requisito fundamental es la continuidad de servicio.
Este esquema requiere de doble barra, doble interruptor para cada circuito alimentador y no requiere
de un interruptor de acoplamiento de barras; utilizado para conectarse a la barra. Normalmente cada
línea de alimentación, también llamada circuito, está conectada a ambas barras. En algunos casos, si
hay una falla, la mitad de los circuitos podría dejar de funcionar. La falla en una barra o interruptor
podría causar la pérdida de la mitad de los circuitos en estos casos. La ubicación de las barras
principales se elige para evitar que las fallas afecten ambas barras. El uso de dos interruptores por
circuito hace costoso este esquema, pero representa un alto nivel de confiabilidad cuando todos los
circuitos se encuentran conectados para operar en ambas barras.
Ventajas:
• Cada circuito tiene dos interruptores para su uso exclusivo.
• Posee gran flexibilidad al permitir que circuitos alimentadores se conecten a cualquier barra.
• Cualquier interruptor puede ser retirado del servicio para mantención.
• Alta confiabilidad.
Desventajas:
• Es más costoso.
• Perdería la mitad de los circuitos por falla del interruptor, si aquellos no se conectan a ambas barras.
14.3.1.3. Sistema con simple interruptor
54 Sistema con simple interruptor
Según el informe técnico de “Estaciones Transformadoras” de la UTN FRRO, es el más básico y
económico, se utiliza preferentemente en sistemas de pequeña potencia y media tensión debido al
reducido espacio y cantidad de equipos empleados.
49
Ventajas:
• Instalación simple y económica.
• Circuitos auxiliares simples.
• Maniobras sencillas.
• Circuitos auxiliares simples.
• Reducido espacio de instalación.
Desventajas:
• Una falla en barras o la necesidad de mantenimiento de esta, produce la interrupción total del
servicio.
• El mantenimiento del interruptor implica sacar de servicio la salida correspondiente.
• Sin flexibilidad operativa.
• La falla de un interruptor o de la protección que actúa sobre el mismo ante una falla en línea,
interrumpe totalmente el servicio.
14.3.2. Selección del diseño
14.3.2.1 Alternativas
A1 Sistema con interruptor y medio.
A2 Sistema con doble interruptor.
A3 Sistema con simple interruptor.
14.3.2.2. Criterios
C1 Confiabilidad del servicio.
C2 Costos.
C3 Espacio físico requerido.
C4 Facilidad para el mantenimiento.
C5 Dificultad del emplazamiento.
C6 Capacidad de maniobra.
50
Asignación de valores a los criterios
Criterios
Xi
Razonamiento
C1 Confiabilidad del servicio.
25
Se considera que el servicio brindado debe de
ser el más confiable posible.
C2 Costos.
20
Se tendrá en cuenta el costo general del sistema
para lograr un equilibrio en costos.
C3 Espacio físico requerido.
10
C4 Facilidad para el mantenimiento.
15
C5 Dificultad de instalación.
10
Se considera de poca importancia que se ocupe
el menor espacio posible y que se instalen la
menor cantidad de dispositivos.
Es de gran importancia poder brindar el servicio
de manera constante durante los periodos de
mantenimiento, sean estos de emergencia o
programados.
Se tendrán en cuenta las dificultades que
presente la alternativa a la hora de ser instalada.
C6 Capacidad de maniobra.
20
Al ser la acometida a la estación transformadora
se requiere que exista cierta capacidad de
maniobra para brindar constancia en el servicio.
17 Tabla de criterios
14.3.2.3. Valoración
Asignación de los valores a las alternativas
Criterios
A1
A2
A3
C1
8
8
5
C2
7
3
7
C3
7
4
7
C4
8
8
1
C5
6
2
4
C6
8
8
5
18 Valores de alternativas
A modo de justificación de los puntos asignados a cada alternativa de acuerdo con el criterio
evaluado, se exponen los razonamientos para cada evaluación.
Confiabilidad del servicio:
Debido a que las alternativas de doble interruptor e interruptor y medio permiten la desconexión de
uno de sus elementos de maniobra sin tener que ser sacada de la línea. La alternativa de simple
interruptor, en cambio, al estar vinculada a una sola barra, la desconexión de alguno de sus elementos
obligaría a sacar de red a la línea de alta tensión.
51
Costos:
De acuerdo con lo visto en clase de Integración Eléctrica I, los costos de los interruptores de alta
tensión son muy elevados. Como se pueden ver en los diagramas anteriormente mostrados, para el
caso particular de la ET Río Coronda, las alternativas de interruptor y medio y simple interruptor
agregarían un interruptor y dos seccionadores cada uno. Si se usa el esquema de doble interruptor, en
cambio, involucraría el uso de dos interruptores y cuatro seccionadores, aumentando el costo de
instalación.
Espacio físico disponible:
Como se pueden ver en los diagramas, la alternativa de interruptor y medio se instalaría en una barra
de acoplamiento ya utilizada, teniendo un impacto mínimo en el espacio físico. La alternativa de
simple interruptor se conectaría a una barra, utilizando poco espacio para ello. Mientras que la
alternativa de doble interruptor involucraría la instalación de una nueva barra de acoplamiento entre
las dos barras de distribución.
Facilidad para el mantenimiento:
Como se puede ver en los diagramas, en las instancias de mantenimiento sobre las barras y los
interruptores, en los casos de interruptor y medio y de doble interruptor, la energía brindada por la
línea de alta tensión puede ser transmitida hacia la otra barra. La alternativa de simple interruptor, en
cambio, en un mantenimiento afectaría a la línea entera.
Dificultad en la instalación:
En el caso de la alternativa de interruptor y medio, como se puede ver en el diagrama y por cómo
estaba dispuesta la ET, para su instalación no habría que desconectar ninguna de las dos barras. La
alternativa de simple interruptor, en cambio, involucraría la desconexión de una de las dos barras. La
alternativa de doble interruptor, por su parte, necesitaría desconectar las dos barras para su completa
instalación.
Capacidad de maniobra:
En los casos de interruptor y medio y doble interruptor, la disposición de sus elementos brinda la
capacidad de ejercer maniobras de conexión y desconexión entre las barras de distribución. En el caso
de simple interruptor, en cambio, no permite la conmutación entre las dos barras.
Desarrollo de función criterio
Criterios
Xi
A1
Xi.A1
A2
A2. Xi
A3
A3. Xi
C1
25
8
200
8
200
5
125
C2
20
7
140
3
60
7
140
C3
10
7
70
4
40
7
70
C4
15
8
120
8
120
1
15
C5
10
6
60
2
20
4
40
C6
20
8
160
8
160
5
100
52
𝐹𝑐=∑𝐴𝑖. 𝑋𝑖
750
600
490
19 Función criterio
Tras haber realizado la función criterio, el sistema que obtuvo una mayor valoración fue la
alternativa N°1, en conclusión, la solución óptima es el sistema de interruptor y medio.
55 Representación diagrama unifilar de la conexión a la E.T. Rio coronda
56 Unifilar Conexión a rio coronda
14.4. Estación transformadora (contigua a la central)
La nueva estación transformadora se ubicará contigua a la central ubicada en las cercanías de
la ciudad de Urquiza (Entre Ríos). Tiene como finalidad elevar la tensión de la energía
generada por la central eléctrica (13.2 kV) a la tensión de la línea del sistema (500 kV).
53
14.4.1. Emplazamiento y aislamiento
Según el informe técnico de “Estaciones Transformadoras” de la UTN FFRO, según su
emplazamiento existen dos tipos de E.T (estaciones transformadoras), las de intemperie y de
interior.
Las de intemperie cuentan con equipos que utilizan como medio de aislación el aire. Están
sujetas a condiciones meteorológicas, y requieren de un gran espacio para su emplazamiento,
ya que requieren mantener cierta distancia de seguridad entre los equipos de esta.
57 E.T. de intemperie.
Las de interior utilizan como medio de aislación el gas, hexafluoruro de azufre, aunque
también existen aisladas en aire. Tienen como ventaja que no se encuentran sujetas a
condiciones meteorológicas y ocupan menos espacio, pero a contracara tienen un costo
mucho más alto.
58 E.T. de interior aislada en aire
Por lo anteriormente mencionado, y sumado al espacio disponible alrededor de la central
hidroeléctrica, y a los bajos costos con respecto a la instalación de una estación de interior, se
opta por instalar una E.T de intemperie.
14.4.2. Sistemas Alternativas de sistemas
Con el motivo de lograr llegar a la mejor opción se plantearon tres posibles soluciones para el
sistema de salida desde la E.T. contigua a la central, siendo estas:
A1: Un transformador y dos barras.
A2: Un transformador y una barra.
A3: Dos transformadores y dos barras.
54
14.2.3. Criterios
C1 Confiabilidad del servicio.
C2 Costos.
C3 Espacio físico requerido.
C4 Facilidad para el mantenimiento.
C5 Dificultad del emplazamiento.
C6 Capacidad de maniobra.
Asignación de valores a los criterios
Criterios
Xi
Razonamiento
C1 Confiabilidad del servicio.
25
Se considera que el servicio brindado debe de
ser el más confiable posible.
C2 Costos.
20
Se tendrá en cuenta el costo general del sistema
para lograr un equilibrio en costos.
C3 Espacio físico requerido.
10
Se considera de poca importancia que se ocupe
el menor espacio posible.
C4 Facilidad para el mantenimiento.
15
C5 Dificultad de instalación.
10
Es de gran importancia poder brindar el servicio
de manera constante durante los periodos de
mantenimiento, sean estos de emergencia o
programados.
Se tendrán en cuenta las dificultades que
presente la alternativa a la hora de ser instalada.
C6 Capacidad de maniobra.
20
Al ser la acometida a la estación transformadora
se requiere que exista cierta capacidad de
maniobra para brindar constancia en el servicio.
20 Asignación de valores de criterios
Asignación de los valores a las alternativas
Criterios
A1
A2
A3
C1
3
3
8
C2
6
7
5
C3
7
6
5
C4
4
3
9
C5
6
7
5
C6
9
3
9
21 Valores de las alternativas
55
A modo de justificación de los puntos asignados a cada alternativa de acuerdo con el criterio
evaluado, se exponen los razonamientos para cada evaluación.
Confiabilidad del servicio:
En las alternativas A1 y A2, debido a que toda la energía pasa por un solo transformador, si algún
problema surge en este equipo, se debería aislar la central de la red. La alternativa de dos
transformadores, en cambio, si ocurre algún inconveniente en un transformador, parte de la energía
puede ser transmitida por el otro transformador.
Costos:
De acuerdo con lo visto en clase de Integración Eléctrica I, los costos de los equipos de alta tensión,
como los interruptores y transformadores, son muy elevados, Por ello, la alternativa de un
transformador y una barra tiene una puntuación más elevada que los otros dos criterios, que utilizan
varios dispositivos de maniobra más y una barra de distribución extra.
Espacio físico disponible:
La alternativa de dos transformadores y dos barras ocuparía un mayor espacio físico que las otras dos
alternativas.
Facilidad para el mantenimiento:
Como se puede ver en el diagrama de la siguiente hoja, en el caso de la alternativa de dos
transformadores y dos barras, se puede realizar el mantenimiento de algún dispositivo sin tener que
desconectar a la central de la red. En el caso de la alternativa de un transformador y dos barras, habría
inconvenientes sólo si se realiza mantenimiento sobre el transformador. En la alternativa de un
transformador y una barra, en cambio, si se realiza mantenimiento en un dispositivo, involucraría la
desconexión de la central.
Dificultad en la instalación:
Para la alternativa A2, el hecho de usar un transformador y una barra haría que la instalación sea
rápida y sencilla. Para el caso de la alternativa de dos transformadores y dos barras, por su parte,
representaría una mayor dificultad en la instalación de las barras, los transformadores y su conexión.
Capacidad de maniobra:
En los casos de la alternativa de dos transformadores y dos barras y un transformador y dos barras,
como se puede ver en el diagrama, se puede realizar acciones de maniobra y desconexión sin mayores
problemas al poseer un interruptor de acoplamiento entre barras, pudiendo evacuar la energía
proveniente de la central por otro camino. En el caso de la alternativa de un transformador y una
barra, en cambio, no se pueden realizar maniobras.
56
Desarrollo de función criterio
Criterios
Xi
A1
A1. Xi
A2
A2. Xi
A3
A3. Xi
C1
25
3
75
3
75
8
200
C2
20
6
120
7
140
5
100
C3
10
7
70
6
60
5
50
C4
15
4
60
3
45
9
135
C5
10
6
70
7
70
5
50
C6
20
9
180
3
60
9
180
𝐹𝑐=∑𝐴𝑖. 𝑋𝑖
575
450
725
22 Función criterio
Tras haber realizado la función criterio, el sistema que obtuvo una mayor valoración fue la
alternativa N°3, en conclusión, la solución óptima es el sistema de dos barras y dos
transformadores.
59 Unifilar E.T. contigua a la central
57
15. Conclusión
Para concluir este estudio, se propuso como solución óptima un diseño de estación
trasformadora continua a la central con 2 transformadores de potencia y una estructura de
doble barra. En segundo lugar, la línea elegida sería una traza de 213 km de tendido aéreo
con 586 torres, y su señal seria alterna con un sistema de transporte trifásico en la cual habría
4 sub-conductores por fase, cada uno con 24 aisladores. La tensión nominal de la línea será
de 500 kV para facilitar la conexión a la estación transformadora Rio Coronda y así también
reducir las pérdidas en el transporte. Por último, en cuanto a el acondicionamiento de la
estación transformadora Rio Coronda, se optó por utilizar un sistema de interruptor y medio.
A lo largo de este trabajo, se evidencia el aprendizaje obtenido mediante la orientación de la
cátedra y la búsqueda de información en fuentes confiables, culminando en la solución
óptima para el proyecto. Durante su desarrollo, se adquirieron nuevos conocimientos y
métodos de investigación. En cuanto a la metodología empleada, se puede afirmar que se
adoptó un enfoque colaborativo altamente efectivo para la investigación y la toma de
decisiones. Se consideraron cuidadosamente todos los puntos requeridos para garantizar un
desarrollo óptimo del proyecto. Como grupo, creemos haber logrado una eficiente
distribución de tareas y toma de decisiones. En resumen, esta experiencia nos permitió
aprender, tomar decisiones de manera inteligente, evaluar criterios y perfeccionar nuestras
habilidades de trabajo en equipo.
58
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