cargabilidad de conductores
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Cargabilidad de Conductores
Capacidad Térmica
Debido al efecto Joule se producen pérdidas de potencia y energía que se transforma en calor, por lo cual la temperatura del conductor se eleva. El aluminio, el acero, el cobre pueden sufrir deterioro de sus propiedades mecánicas como consecuencia de estas elevaciones de temperatura. La temperatura máxima que soportan estos materiales es del orden de 70°C. El conductor debe cumplir la siguiente condición, para considerarse en equilibrio térmico.
I : Corriente en condición de equilibrio. AmperiosR : Resistencia del conductor. Ohmios/pieWc : Vatios/pulg^2 disipados por convección.Wr : Vatios /pulg^2 disipados por radiación A : Área exterior del conductor pulg2/pie
A su vez el calor disipado por convección en la situación de equilibrio es:
p: presión del aire. Atmósferas.v: velocidad del viento, pie/st: diferencia de temperatura entre conductor y aire °CTa: Temperatura promedio conductor – aire °Kd: Diámetro externo del conductor. Pulgadas.
El calor disipado por radiación en condición de equilibrio es:
E: Emisividad relativa de la superficieE=1.0 Cuerpo Negro.E= 0.5 Conductores.T= Temperatura del conductor en equilibrio °KTo= Temperatura del aire °K
Es posible despreciar el efecto de los rayos solares en la temperatura del conductor, debido a su baja influencia.
CargabilidadConocidas la tensión, longitud, configuración, se debe seleccionar la capacidad de transporte de corriente menor resultante de la aplicación de los criterios (temperatura, regulación, pérdidas)
Regulación de Voltaje
Las líneas aéreas de transmisión en estado estacionario y cuando sus corrientes son balanceadas se pueden representar con uno de tres modelos:
1. Como una impedancia en serie Z compuesta de resistencia y reactancia inductiva.2. un circuito pi en el cual la parte de la z serie, existen unos brazos a tierra que
representan la capacidad de la línea a tierra la cual se divide en dos partes una cercana al extremo emisor y otra al receptor.
3. Como un circuito de parámetros distribuidos en el cual cada pequeña longitud de línea tiene asociados unos valores de resistencia y reactancia unitaria (r), reactancia unitaria inductiva(Xl) tales que Z= r + j Xl y admitancia capacitiva (y) por unidad de longitud.
El primer modelo se aplica en líneas cortas (13.2 y 34.5 kV) y redes de distribución, el segundo para líneas medianas y cables, y el tercero para líneas largas.
En la figura 5.1.2.1. se observa el diagrama fasorial que se aplica en este caso si el ángulo de potencia delta se aproxima a cero. Se obtiene en la situación de la siguiente figura 5.1.2.2.
Figura 5.1.2.1. Diagrama Fasorial modelo líneas cortas
Figura 5.1.2.2. Diagrama Fasorial modelo líneas cortas
Cada operador de red o empresa distribuidora establece las caídas de tensión máximas permitidas en el diseño de sus sistemas de distribución, respetando la Norma Icontec 1340 “Tensiones nominales en sistemas de energía eléctrica a 60hz en redes de servicio publico”, una regulación de tensión que oscila entre un -10% y un +10%.
Pérdida de potencia
Las pérdidas de potencia y energía como consecuencia del funcionamiento de los sistemas de distribución, deben ser reducidas con criterios económicos.
Estrategias como:
• Corrección de factor de potencia menor a 0.95 (-), instalando equipos de compensación reactiva en las líneas primarias.
• Instalando transformadores de impedancia alta
• Instalando transformadores de potencia nominal acorde con la potencia demanda. Correlación de consumidores y potencia instalada
• Instalando transformadores de distribución de potencias nominales, que permitan satisfacer la demanda de relativos pocos usuarios, y por lo tanto redes de distribución cortas.
Estrategias más contundentes como:
• Elevar el nivel de tensión de la red.
• Reemplazar conductores
Como elemento a tener en cuenta, en Colombia la Comisión de Regulación de Energía y Gas, establece en su Resolución CREG 082 de 2002, los siguientes indicadores de pérdidas reconocidas por nivel de tensión para sistemas de distribución.
Tabla 5.1.2.1. Pérdidas reconocidas por nivel de tensión - Sistemas de Distribución -
Como se puede observar la estrategia regulatoria es incentivar el diseño de redes con niveles de pérdidas que van en descenso en el mediano y largo plazo, por lo tanto el ejercicio de diseño debe responder a estas exigencias so pena de incurrir en pérdidas económicas.
Los sistemas de distribución se diseñan para satisfacer la demanda máxima proyectada, por lo tanto las pérdidas son proporcionales al cuadrado de la corriente.
i = Corriente en demanda máxima fp: Factor de pérdidas Cp: Costo de perdidas $/kw-h. Costo de Generación o de Generación más Transmisión, según criterio del diseñador.Potencia pico de pérdidas = R * i^2Potencia promedio de pérdidas = R * i^2 * fp Energía de pérdidas anual = R * i^2 * fp * 24 * 365Costo de Energía de pérdidas anual = R * i^2 * fp * 24 * 365 * Cp
Efecto Corona
Se da el nombre de efecto corona a la ocurrencia de descargas parciales en aire, que en el caso de las líneas puede formar una zona iluminada alrededor de los conductores en forma de corona.
Por este efecto otras formas de manifestarse las descargas parciales son corona visual, corona audible y de radio interferencia por corona.
En el diseño de una línea se debe evitar que se presenten el efecto corona ya que se causa interferencia con las emisiones de radio y TV y con las comunicaciones por onda portadora (PLC) que se transmiten por el conductor. Además se ocasionan perdidas de potencia que van a aumentar el costo de la línea.
GRADIENTE ::.
El hecho de que se presente o no cualquier fenómeno disruptivo depende del gradiente de tensión.
La magnitud del gradiente es la misma del campo eléctrico E, el cual a una distancia X del centro del conductor valdrá:
Tal y como se había recordado anteriormente. Además, la tensión creada entre dos puntos a distancias r y D del centro del conductor seria VrD:
Por lo tanto la tensión entre r y D necesaria para crear un campo E a una distancia r seria:
GRADIENTE CRÍTICO ::.
Se llama gradiente crítico a l valor de gradiente al cual comienza el efecto corona. Este valor es encontrado experimentalmente en pruebas de laboratorio. En condiciones estándar de presión y temperatura se ha encontrado (Viqueira, 1973) que el gradiente critico go es de:
Corrección por gradiente:La disrupción en el aire depende de la densidad relativa (DRA) de éste. Se ha encontrado que el gradiente crítico de efecto corona se modifica así:
Corrección por rugosidad:La disrupción en aire es más fácil mientras mas alto sea el gradiente. En una superficie rugosa en cuyas salientes se puede concentrar la tensión es mas fácil la disrupción que en una superficie lisa. Por lo tanto se ve afectado por un factor de rugosidad m.
=1.0 Conductor circular compacto=0.85 Con 6 hilos exteriores=0.90 Con12 a 30 hilos exteriores
ms = Depende del estado de la superficie=0.9 Cuando está envejecido (pulido por el uso) y limpio=0.8 Nuevo=0.7 Sucio, con grasa=0.3 – 0.5 Con gotas de agua
TENSIÓN CRÍTICA ::.
Se puede establecer cual es la tensión entre la superficie de un conductor de radio r y un punto a una distancia D, que produce en la superficie de un conductor un gradiente critico. Esta tensión se llama tensión crítica de corona, o tensión crítica disruptiva de corona. Vo.
En donde:
Vo= Tensión crítica en kV línea-neutro (valor eficaz)m= Factor de rugosidadDRA= Densidad relativa del airer = Radio del conductor en cm.D= Distancia del punto de referencia del tensión, cm.
Para una línea trifásica se puede utilizar la anterior formula reemplazando D por la distancia media equivalente DME.
Para una línea con conductores en haz se utiliza la siguiente fórmula.
Vo= kV eficaz línea-neutrom= Factor de rugosidadDRA= Densidad relativa del aireR= Radio del conductor en cm.D= Distancia del punto de referencia del tensión, cm.n= Número de subconductores en el haz.R= Distancia entre subconductores, cm.DME= Distancia media equivalente, cm.RMG2= Radio medio geométrico del haz, cm.
COEFICIENTE DE SEGURIDAD ::.
Una metodología sencilla para seleccionar el conductor teniendo en cuenta el efecto corona, es calcular el coeficiente de seguridad, CS, o sea la relación entre la tensión crítica y la tensión nominal línea-neutro.
Si el coeficiente es mayor de uno el conductor operando en esas condiciones no tendrá ningún problema, ya que la tensión crítica es mayor que la tensión de operación. Si el coeficiente fuera menor de uno en la tensión crítica a la cual comienza el efecto corona es menor que la tensión de operación, por lo tanto en funcionamiento del sistema se presentará el corona. Para aumentar el coeficiente seria necesario aumentar el radio del conductor o la distancia entre las fases.
PERDIDAS POR CORONA ::.
Los efectos visuales, auditivos y de interferencia se producen debido a los choques entre las cargas que se mueven gracias al campo que se produce alrededor del conductor. Cada choque genera perdidas de energía transportada por la línea, estas ultimas son las que representan las características del efecto corona.
En el efecto corona las perdidas dependen de la frecuencia de la red, de las dimensiones del conductor, y la relación entre la tensión crítica y la tensión nominal.
F=factor que depende de la relación entre la tensión nominal eficaz línea-neutro (Vn) y la tensión crítica (V0)P= Perdidas en kW/km/fasef= 60HZkV= Tensión eficaz línea-neutroDME= Distancia media equivalente en mts.r = Radio del conductor en mts.
RADIO INTERFERENCIA ::.
Las metodologías expuestas son hasta niveles de tensión de 115kV, en el caso de líneas de 230kV se debe realizar un calculo detallado del nivel de ruido causado sobre la señal de onda portadora que intercomunica las subestaciones del sistema de potencia y la interferencia sobre otro sistemas de comunicaciones que usen el espectro electromagnético.
Cargabilidad de transformadores
Para cargar un transformador por encima de su capacidad nominal, es necesario tener en cuenta la temperatura de operación, pues una temperatura superior a 140ºC puede afectar el material dieléctrico del transformador; la altitud sobre el nivel del mar, es una condición que también debe ser tenida en cuenta, ya que al aumentar la altura disminuye la densidad del aire y se hace más difícil la evacuación del calor, incrementando la temperatura en el transformador.
En alturas superiores a 1.000m.s.n.m. los transformadores hasta 500kV, puede ser cargados a su capacidad nominal, si la temperatura ambiente promedio corresponde a los valores de la siguiente tabla, se debe tener en cuenta que por cada 100m que sobrepase los 1.000m.s.n.m. la carga debe reducirse un 0,4% de la capacidad nominal del transformador.
Tabla 5.2.1. Relación Altura - Temperatura Promedio
Los transformadores de 501kVA hasta 100MVA, se pueden cargar a su capacidad nominal, teniendo en cuenta el tipo de enfriamiento, la temperatura ambiente promedio y el factor de reducción de la carga:
Tabla 5.2.2. Relación Altura - Tipo de enfriamiento
Tabla 5.2.3. Relación Tipo de enfriamiento - Factor de Reducción
A continuación se presenta una tabla con las cargas máximas permisibles diarias que resiste un transformador tipo seco, a una temperatura ambiente promedio de 30ºC, sin reducir su vida útil.
Tabla 5.2.4. Cargas máximas permisibles diarias para un Transformador tipo seco
Nivel de aislamiento
El nivel de aislamiento de los componentes de las redes de distribución son determinados en la coordinación de aislamiento, para zonas en las cuales la prestación del servicio no puede ser interrumpido como en sectores industriales a una altura superior a los 1.000m.s.n.m. se recomiendan los siguientes niveles de aislamiento.
Tabla 5.3.1. Niveles de Aislamiento - Altura 1000 m.s.n.m.
Para sectores en los cuales no es rigurosa la prestación del servicio y se encuentran a más de 1.000m.s.n.m. se manejan los siguientes niveles de aislamiento:
Tabla 5.3.2. Niveles de Aislamiento - Altura superior a 1000 m.s.n.m.
Para las redes de distribución urbana de 34,5kV se manejan los siguientes niveles de aislamiento:
Tabla 5.3.3. Niveles de Aislamiento para redes de distribución urbana de 34,5kV
Los transformadores, manejan un nivel de aislamiento para los inmersos en líquido y para los tipo seco; a continuación se presentan estos niveles:
Tabla 5.3.4. Niveles de Aislamiento para transformadores Tipo Seco
Tabla 5.3.5. Niveles de Aislamiento para transformadores Inmersos en Líquido
Tabla 5.2.4. Cargas máximas permisibles diarias para un Transformador tipo seco
Distancias de Seguridad
Las estructuras de las redes de distribución emplean crucetas de madera, para aumentar BIL y reducir el arco eléctrico, a continuación se presentan las distancias y nivel de sobretensión de impulso para generar flameo (CFO) de algunas estructuras utilizadas a 2600m.s.n.m, especificadas en criterios para normas de diseño de sistemas de distribución de energía.
NIVELES DE AISLAMIENTO EN CIRCUITOS URBANOS Y RURALES ::.
CFO en A = 262kVCFO en B = 254kVCFO en C = 219kV
Figura 5.3.2.1. Estructura Semibandera
CFO en A = 295kVCFO en B = 174kVCFO en C = 258kV
Figura 5.3.2.2. Estructura Bandera
CFO en A = 198kVCFO en B = 160kVCFO en C = 198kV
Figura 5.3.2.3. Estructura Tangencial
Apantallamiento
El apantallamiento de las redes de distribución de energía eléctrica, consiste en la protección natural o con cable de guarda de las líneas contra descargas atmosféricas.
Apantallamiento natural:
En el apantallamiento natural se emplean edificaciones o árboles cercanos para reducir el número de descargas directas a la línea, en la siguiente gráfica se presenta el número de descargas atmosféricas, según la altura del apoyo.
N = Número de descargas en líneas de distribución*
* Criterios para normas de diseño de sistemas de distribución de energía (Codensa S.A. ESP)
Figura 5.4.1. número de descargas atmosféricas, según la altura del apoyo
Sf = Factor de apantallamiento natural
x = Distancia desde la fase central hasta el objeto más cercanoH = Altura de la fase más elevada h = Altura del objeto más cercano a la fase central
Figura 5.4.2. Apantallamiento Natural
El efecto del apantallamiento natural en una línea de distribución puede ser calculado con la ayuda de las graficas anteriores y la siguiente ecuación:
Ns = N (1 – Sf)
Donde:
Ns = Número de descargas a la línea, con apantallamiento natural
N = Número de descargas en líneas de distribuciónSf = Factor de apantallamiento natural
Apantallamiento con cable de guarda:
El apantallamiento con cable de guarda es utilizado en redes con tensiones superiores a 57,5kV y se encuentra conectado a tierra; este cable puede ser de cobre recocido, cobre duro, aluminio duro y acero presentando las siguientes características:
Tabla 5.4.1. Características para Cable de Guarda
Para la protección de las líneas contra descargas atmosféricas, no existe una diferencia importante, si es realizada por uno o dos cables de guarda o si se encuentran simétricos o asimétricos de la línea, en la siguiente grafica se muestra el comportamiento para una descarga de 1kA.
DISPOSICIÓN DEL CABLE DE GUARDA*
* Criterios para normas de diseño de sistemas de distribución de energía (Codensa S.A. ESP)Figura 5.4.3. Disposición del cable de guarda