PROPUESTA DE MANUAL PARA EL ANÁLISIS Y DISEÑO CIVIL DE ...
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3 PROPUESTA DE MANUAL PARA EL ANÁLISIS Y DISEÑO CIVIL DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN EN COLOMBIA. CRISTIAN ALEXIS PEDREROS MARTIN CAMILO ANDRÉS MENDOZA ORTIZ UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD TECNOLÓGICA INGENIERÍA CIVIL BOGOTÁ D.C. 2019
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PROPUESTA DE MANUAL PARA EL ANÁLISIS Y DISEÑO CIVIL DE LÍNEAS
DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN EN COLOMBIA.
CRISTIAN ALEXIS PEDREROS MARTIN
CAMILO ANDRÉS MENDOZA ORTIZ
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD TECNOLÓGICA
INGENIERÍA CIVIL
BOGOTÁ D.C.
2019
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PROPUESTA DE MANUAL PARA EL ANÁLISIS Y DISEÑO CIVIL DE LÍNEAS
DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN EN COLOMBIA.
CAMILO ANDRÉS MENDOZA ORTIZ
CRISTIAN ALEXIS PEDREROS MARTIN
Trabajo de investigación para optar al título de Ingeniero Civil
DIRECTOR DE TRABAJO DE GRADO
PAULO MARCELO LÓPEZ PALOMINO
MAGISTER EN INGENIERÍA CIVIL
.
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD TECNOLÓGICA
INGENIERÍA CIVIL
BOGOTÁ D.C.
2019
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NOTA DE ACEPTACIÓN
FIRMA DE TUTOR
FIRMA DE JURADO
Bogotá D.C., ____ de ______________ del 2019
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CONTENIDO
GLOSARIO ............................................................................................................ 12
1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 14
1.1 ANTECEDENTES ....................................................................................... 15
1.2 OBJETIVOS ................................................................................................ 19
OBJETIVO GENERAL ...................................................................... 19
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................ 19
1.3 DESARROLLO Y ALCANCE DEL PROYECTO ......................................... 20
2. MARCO REFERENCIAL ................................................................................ 21
2.1 CONCEPTOS GENERALES ....................................................................... 21
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ............................................................. 21
ESTRUCTURAS UTILIZADAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN...... 22
PARTES DE UNA TORRE DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ........ 26
2.2 DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ....................................................................................................... 27
2.3 NORMAS INTERNACIONALES APLICABLES AL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ............................................................................. 30
(IEEE) – INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS ................................................................................................... 30
2.3.1.1 IEEE-738 (Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors) – Publication 2006, actualized at 2012. 30 2.3.1.2 IEEE-80 (Guide for Safety in AC Substation Grounding) – Publication 2000, actualized at 2015. .......................................................... 30
2.3.1.3 IEEE-81 (Draft Guide for measuring Earth resistivity, ground impedance and Earth Surface potentials of a grounding system) – Publication at 2012. ..................................................................................... 31
(IEC) – INTERNATIONAL ELECTRICAL © ...................................... 31
2.3.2.1 IEC-60071-1 (Insulation coordination – Part 1: Definitions, principles and rules) – Publication at 2006, actualized at 2010. .................. 31 2.3.2.2 IEC-60071-2 (Insulation coordination – Part 2: Application guidelines) – Publication at 2018. ............................................................... 32 2.3.2.3 IEC-60815 (Insulation coordination – Part 1: Definitions, principles and rules Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions) – Publication at 2008, actualized at 2010. ........ 32 2.3.2.4 IEC-62305-1 (Protection against lightning) – Publication at 2006, actualized at 2010. ...................................................................................... 32 2.3.2.5 IEC-60826 (Design criteria of overhead transmission lines) – Publication at 2003, actualized at 2017. ...................................................... 32
7
ASCE MANUAL OF PRACTICE NO. 74 GUIDELINES FOR ELECTRICAL TRANSMISSION LINE STRUCTURAL LOADING .................. 33
ASCE-10-15 GUIDELINES FOR ELECTRICAL TRANSMISSION LINE STRUCTURAL LOADING. DESIGN OF LATTICED STEEL TRANSMISSION STRUCTURES ................................................................... 33
IEEE – NATIONAL ELECTRICAL SAFETY CODE® (NESC®) ........ 34
(AISC) – AMERICAN INSTITUTE OF STEEL CONSTRUCTION .... 34
2.4 NORMAS NACIONALES APLICABLES AL DISEÑO DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ............................................................................. 35
REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS- RETIE 35
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995) ...................................................................................... 36
NORMALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS METÁLICAS PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 230KV DOBLE CIRCUITO .......................................... 36
3. MARCO TEÓRICO Y DESARROLLO DEL DISEÑO ...................................... 38
3.1 SELECCIÓN DE RUTA Y DISTANCIAS DE SEGURIDAD. ........................ 38
DISTANCIAS DE SEGURIDAD. ....................................................... 39
3.2 PARÁMETROS METEOROLÓGICOS ........................................................ 45
CONFIABILIDAD EN EL DISEÑO DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. .............................................................................................. 47
INFLUENCIA DE LA TEMPERATURA AMBIENTE EN EL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. .................................................................... 47
INFLUENCIA DEL VIENTO EN EL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. .............................................................................................. 49
3.2.3.1 PARÁMETROS TENIDOS EN CUENTA EN LA AFECTACIÓN DEL VIENTO SEGÚN LA NORMA IEC 60815 ............................................ 50
3.2.3.2 PARÁMETROS TENIDOS EN CUENTA EN LA AFECTACIÓN DEL VIENTO SEGÚN LA NORMA ASCE 74 .............................................. 51
3.2.3.3 VALIDACIÓN DE PARÁMETROS DE AFECTACIÓN DEL VIENTO EN COLOMBIA ........................................................................................... 52
PRESIÓN ATMOSFÉRICA Y DENSIDAD RELATIVA DEL AIRE .... 55
3.3 CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS ELEMENTALES PARA EL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ........................................................................... 55
- CRITERIOS TÉCNICOS BÁSICOS PARA LA SELECCIÓN DE CABLES 56
- DESCRIPCIÓN DE LA SELECCIÓN DE AISLAMIENTO ........................ 56
- SELECCIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA............................. 57
3.4 CÁLCULOS ELECTROMECÁNICOS EN PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ....................................................................................................... 57
DEFINICIÓN DE VANO VIENTO ..................................................... 58
8
DEFINICIÓN DE VANO PESO ......................................................... 59
DEFINICIÓN DE VANO REGULADOR ............................................ 61
CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DEL CREEP ............................... 62
FÓRMULA PARA LA CATENARIA .................................................. 63
FÓRMULA PARA LA PARÁBOLA .................................................... 64
ECUACIÓN DE CAMBIO DE ESTADO ............................................ 66
CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE FLECHAS Y TENSIONES EN CABLES 68
3.5 HIPÓTESIS DE CARGA Y CARGAS DE DISEÑO ..................................... 69
3.5.1.1 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN ............................................................................................. 70
3.5.1.1.1 HIPÓTESIS NORMAL ................................................................................................... 70 3.5.1.1.2 HIPÓTESIS ANORMAL ................................................................................................. 70
3.5.1.2 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURAS DE RETENCIÓN 71
3.5.1.2.1 HIPÓTESIS NORMAL ................................................................................................... 71 3.5.1.2.2 HIPÓTESIS ANORMAL ................................................................................................. 72
3.5.1.3 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURAS TERMINALES . 73 3.5.1.3.1 HIPÓTESIS NORMAL ................................................................................................... 73 3.5.1.3.2 HIPÓTESIS ANORMAL ................................................................................................. 73
3.6 CÁLCULO DE CARGAS EN LAS ESTRUCTURAS .................................... 74
CARGA TRANSVERSAL DEBIDA AL VIENTO ............................... 77
CARGA TRANSVERSAL DE VIENTO OBLICUO A 45° .................. 82
CARGA TRANSVERSAL DEBIDO AL ÁNGULO DE DEFLEXIÓN .. 82
CARGA LONGITUDINAL DEBIDO AL ÁNGULO DE DEFLEXIÓN .. 83
CARGA VERTICAL .......................................................................... 84
CARGAS DE SISMO ........................................................................ 87
CARGAS ADICIONALES DE MONTAJE Y MANTENIMIENTO ....... 87
3.7 FACTORES DE SEGURIDAD .................................................................... 88
3.8 ÁRBOLES DE CARGA................................................................................ 91
3.9 ESTIMACIÓN DEL PESO DE LAS ESTRUCTURAS ................................. 93
FÓRMULA BPA ................................................................................ 93
3.10 CÁLCULO DE REACCIONES ................................................................. 95
ACCIÓN DE LAS CARGAS VERTICALES ...................................... 95
ACCIÓN DE LAS CARGAS TRANSVERSALES .............................. 97
3.11 FALLAS MÁS COMUNES EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ............ 99
FALLA EN LA CIMENTACIÓN ....................................................... 100
FALLA POR CAPACIDAD DE ELEMENTOS ESTRUCTURALES. 100
FALLA POR RUPTURA DE CABLES ............................................ 101
FALLA DE ELEMENTOS SIN DESPLOME DE LA ESTRUCTURA: 101
9
FALLA DE ELEMENTOS CON DESPLOME TOTAL DE LA ESTRUCTURA: ............................................................................................ 102
4. RECOMENDACIONES ................................................................................. 106
5. CONCLUSIONES ......................................................................................... 107
6. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................. 109
7. ANEXO ......................................................................................................... 112
ANEXO 1. INFORMACIÓN DE REFERENCIA NORMALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS METÁLICAS PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 230KV DOBLE CIRCUITO ............................................................................................. 113
ANEXO 2. APLICACIÓN DE LA PROPUESTA DE MANUAL PARA EL ANÁLISIS Y DISEÑO CIVIL EN UNA LINEA DE TRANSMISIÓN....................................... 105
ANEXO 3. LENGUAJE DE PROGRAMACIÓN PARA LIBRO DE FLECHAS Y TENSIONES EN CABLES ................................................................................. 106
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LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Tipo de Cadena de Fijación por tipo de estructura. ................................. 23
Tabla 2. Ancho de la zona de servidumbre de líneas de transmisión. ................... 41
Tabla 3. Distancias mínimas de seguridad ante diferentes características de relieve. ................................................................................................................... 42
Tabla 4. Categorías de exposición para diferentes terrenos según norma IEC-60826 ..................................................................................................................... 50
Tabla 5. Factor de corrección por topografía según norma IEC-60826 ................. 51
Tabla 6. Factores de corrección por topografía según norma ASCE-74 ................ 52
Tabla 7. Categorías de exposición para diferentes terrenos según el Libro de Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. ....................................................................................................... 53
Tabla 8. Factor de corrección por topografía según el Libro de Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. ....... 53
Tabla 9. Constantes definidas a partir de las categorías de exposición según el Libro de Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. ........................................................................................... 54
Tabla 10. Factor de corrección por topografía ....................................................... 80
Tabla 11. Factores de Seguridad definidos en la norma IEC-60826 para diferentes periodos de retorno ............................................................................................... 89
Tabla 12. Factores de Seguridad definidos en la ASCE-74 para diferentes periodos de retorno ............................................................................................................. 89
Tabla 13. Factores adicionales definidos en la ASCE-74 para diferentes periodos de retorno ............................................................................................................. 90
Tabla 14. Factores de Seguridad definidos en el libro de normalización de ISA ... 90
11
LISTA DE ILUSTRACIONES
Ilustración 1. Mapa de sistema de transmisión funcionando y proyectado. ........... 18
Ilustración 2. Siluetas de estructuras típicas, torre tipo suspensión y tipo retención, respectivamente. .................................................................................................... 24
Ilustración 3. Siluetas de estructuras especiales con distribución particular de cadenas. ................................................................................................................ 25
Ilustración 4. Elementos principales de torres de transmisión de energía ............. 26
Ilustración 5. Diagrama de flujo básico para diseños de líneas de transmisión. .... 29
Ilustración 6. Distancias de seguridad a diferentes elementos (a) Cruce entre líneas de transmisión, (b) Cruce con vías férreas y carreteras, (c) Distancia horizontal con otra línea existente, (d) Distancia respecto al tipo de relieve. ......... 40
Ilustración 7. Ubicación de diferente tipo de estaciones climatológicas en Colombia. ............................................................................................................... 46
Ilustración 8. Cálculo del Vano Viento. .................................................................. 59
Ilustración 9. Cálculo del vano peso de las estructuras (a) Estructura trabajando con el vano peso negativo, (b) Estructura sometida a trabajar con el vano peso positivo. .................................................................................................................. 60
Ilustración 10. Vano peso estructura sometida a trabajar con el vano peso positivo. .................................................................................................................. 61
Ilustración 11. Esquema de la catenaria ................................................................ 63
Ilustración 12. Cargas que actúan sobre las torres ................................................ 75
Ilustración 13. Efecto del viento sobre el cable conductor ..................................... 78
Ilustración 14. Fuerzas transversal y longitudinal debidas al ángulo de deflexión . 82
Ilustración 15. Cargas longitudinales sobre la estructura. ...................................... 85
Ilustración 16. Cargas verticales y transversales sobre la torre. ............................ 86
Ilustración 17. Árboles de carga ............................................................................. 92
Ilustración 18. Cargas gravitacionales sobre la torre (torre con 2 o más cimientos) ............................................................................................................................... 96
Ilustración 19. Cargas transversales sobre la torre (torre con 2 o más cimientos). 97
Ilustración 20. Falla por volcamiento en la base de la estructura originada por la acción de cargas transversales. ........................................................................... 103
Ilustración 21. Falla por volcamiento en el cuerpo de la estructura por el desbalance de cargas. ......................................................................................... 103
Ilustración 22. Falla en la estructura con desplome de los elementos independientes por desbalance longitudinal de los cables. ................................. 104
Ilustración 23. Falla en la estructura con desplome de los elementos independientes por desbalance longitudinal de los cables de guarda ................. 104
Ilustración 24. Falla en elementos independientes durante el montaje. ............... 105
Ilustración 25. Falla en las conexiones durante el montaje. ................................. 105
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GLOSARIO
Línea de distribución: Se le conoce por líneas de distribución a los trazos que
tienen como finalidad transportar la energía a los centros de consumo, tales como
edificaciones, alumbrado público y demás usos dados al sistema eléctrico.
Línea de Transmisión: Esta clasificación hace referencia a los trazos que
principalmente pretende conectar las subestaciones generadoras de la energía,
para lo cual se hace un análisis detallado de las condiciones del mismo
Velocidad de viento máximo: Velocidad de ráfaga de viento de 3 s en m/s a 10 m
sobre el terreno con periodo de retorno de 50 años.
Presión máxima de viento: es la presión dinámica de referencia calculada a 0.00
msnm, para una velocidad de viento en m/s, dada a 10 m sobre el suelo en un
terreno categoría C.
Temperatura máxima: valor de temperatura que con probabilidad del 2 % (periodo
de retorno de 50 años) puede ser excedido en un año, obtenido a partir de la serie
de registros anuales de temperatura máxima absoluta.
Temperatura coincidente: valor de la temperatura considerada como coincidente
con las velocidades de viento del proyecto. Es el valor promedio de la serie de
registros de temperatura mínima.
Temperatura mínima: valor mínimo de temperatura para la que con probabilidad
del 2 % (periodo de retorno de 50 años) no se presentan temperaturas inferiores en
un periodo de un año, obtenida a partir de la serie de registros anuales de
temperaturas mínimas absoluta.
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Temperatura media: valor promedio de la serie de registros de temperaturas
promedio anuales.
Catenaria: Se le conoce a la catenaria como la curva parabólica formada por una
cadena, cuerda o cosa semejante suspendida entre dos puntos que no están en la
misma vertical.
Vano: Se define como la distancia entre dos estructuras de transmisión, sin
embargo su aplicación define los puntos con que se diseña una torre.
Flecha del cable: Se describe como la medida vertical del punto más bajo de la
catenaria formada por un cable tendido entre dos puntos, respecto a una altura de
referencia o respecto al suelo según se desee calcular.
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1. INTRODUCCIÓN
Teniendo en cuenta el impacto que una línea de transmisión de energía tiene en un
comunidad se convierte en imprescindible contar con parámetros técnicos que
permitan desarrollar un diseño de manera segura, es por ello que la ingeniería civil
como principal rama de las ciencias aplicadas se debe encargar de realizar el
cálculo detallado de los factores que puedan afectar el diseño de este tipo de
proyectos, contemplando todas las variables que puedan afectar el sistema y las
medidas necesarias para que este soporte las cargas impuestas.
Dado que en la actualidad no está establecido un reglamento homólogo a la NSR-
10 que es exclusivamente para edificios, que haga referencia al diseño de líneas de
transmisión, es necesario identificar las principales filosofías de diseño usadas en
proyectos similares, así como realizar la consulta de normativas internacionales que
permitan esclarecer el panorama respecto a este tipo de estructuras, resaltando la
importancia de su aplicación respecto a la demanda del sector energético.
Evaluando el potencial crecimiento del sector energético en la actualidad, la
presente trabajo de grado tiene como fin exponer de manera adecuada la aplicación
de los conocimientos de ingeniería civil en el diseño de líneas de transmisión,
recogidos como resultado de una investigación bibliográfica y un seguimiento al
diseño de diferentes proyectos de la misma naturaleza con el fin de establecer una
guía básica de diseño que pueda ser de utilidad para su uso por parte de la
comunidad académica.
15
1.1 ANTECEDENTES
Una vez que la era de desarrollo impulsada por la revolución industrial tomara fuerza
a nivel mundial fue identificada la necesidad de distribuir adecuadamente la energía
necesaria para que las urbes suplieran sus necesidades básicas.
Por otro lado y un poco más ameno a nuestro contexto, la prestación del servicio de
energía eléctrica, tuvo sus inicios a finales del siglo XIX, con la instalación el
alumbrado público en la capital, poco a poco el servicio fue transmutando al
comercio, al tranvía y por ultimo a los sectores mejor posicionados económicamente
hablando; con el potencial crecimiento de la demanda de energía eléctrica, fue
imprescindible que las empresas privadas que hasta el momento se habían
encargado de la prestación del servicio, cedieran su operación a los entes
gubernamentales. Parte de la gestión gubernamental fue la creación de diferentes
asociaciones comerciales que permitieran el crecimiento del sector tales como el
instituto de Aprovechamiento o de aguas y fomento eléctrico (ELECTRAGUAS,
1946) y el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL, 1968).
En este punto del desarrollo cronológico, la distribución energética se daba a nivel
regional, pero en función de la demanda de energía creciente en la nación, además
de hechos tales como la recesión económica del 82 y las alzas en el precio del
petróleo, fue necesario el planteamiento de una directriz que permitiera
interconectar las diferentes centrales de generación regional, lo cual fue posible solo
hasta 1967 cuando fue fundada Interconexión Eléctrica (ISA). Una vez puesta en
marcha la proyección de las interconexiones regionales, se evidenció falencias
considerables en la operación del sistema de distribución a nivel nacional, por lo
que tuvo lugar el racionamiento más grande de energía visto hasta el momento entre
los años 1991 y 1992, medida que fue conocida como la “Hora Gaviria”.
Una vez superado este panorama, y sirviéndose de la firma de la nueva Constitución
en 1991, el sector energético se vio beneficiado con la aceptación de la libre entrada
de cualquier interesado en la prestación de servicios, impulsando de esta manera
16
el crecimiento en infraestructura eléctrica al país; adicionalmente a estas medidas y
como plan de refuerzo a las nuevas políticas de crecimiento, se reestructura el
sector energético de tal manera que se administrara adecuadamente todo lo
relacionado con la generación y distribución de energía, con la creación de la
comisión de Regulación de Energía y Gas (CRE), comisión de Información Minero
Energética (UIME) y Comisión de Planeación Minero Energética (UPME). 1
Actualmente, el sistema interconectado a nivel nacional genera el triple de la energía
generada hace 20 años, posicionándose de esta manera a nivel internacional,
siendo el segundo en la prestación del servicio en Latinoamérica, se han fortalecido
las instituciones de regulación energética, dando impulso a la construcción de
megaproyectos de generación como lo es la hidroeléctrica de Ituango,
adicionalmente a lo mostrado a partir del nuevo milenio se dan movimientos que
posicionan a la nación como una de los pilares en generación eléctrica:
“…2000: ISA realiza la primera emisión de acciones con gran éxito ya que logró la
vinculación de 93.000 inversionistas privados.
2001: Se promulga la Ley 697 que promueve el uso de energías alternativas.
2011: La Empresa de Energía de Bogotá se fortalece en el sector de gas. Adquiere
el 60 % de la empresa de gas Calidad Lima y Callao (Perú) y el 15,6 % de Promigás.
2012: EPM adjudica las obras para construir Hidroituango, la hidroeléctrica más
grande del país con una capacidad de 2.400 megavatios. El proyecto demanda
inversiones por 5.500 millones de dólares y deberá estar listo en 2018.
2014: Entra a operar Hidrosogamoso con una capacidad de 800 megavatios
2015: El gobierno pone en venta el 57,6 % de las acciones que tiene en Isagén…”2
1 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Historia de Colombia. [En línea]. Disponible en: http://www.creg.gov.co/index.php/es/sectores/energia/historia-energia. [citado 20 de diciembre de 2018].
2 REVISTA SEMANA. Se encendió el bombillo. [En línea]. Disponible en: https://www.semana.com/100-empresas/articulo/historia-del-sector-energetico-en-colombia/427321-3. [citado 20 de diciembre de 2018].
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En la Ilustración 1. Mapa de sistema de transmisión nacional funcionando y
proyectado, se puede identificar alcance de las diferentes líneas de transmisión
desarrollados en el país; junto con el crecimiento del sector energético, se identifica
un interés notable en ingeniería por la realización de proyectos que permitan dar un
valor agregado a dicha expansión, de esta manera los diseños que permiten la
interconexión, transmisión y distribución de energía toman fuerza y se hace
necesario su estudio e investigación con el fin de sustentar el conocimiento y
ejecución de este tipo de proyectos.
Una vez identificados de manera general los lineamientos planteados por la
normativa nacional y los proyectos de infraestructura desarrollados; se puede
evidenciar como estos han sido ejecutados siguiendo los diferentes parámetros
establecidos a través de las normativas internacionales pretendiendo de esta
manera la distribución energética de manera eficaz, segura y asertiva.
18
Ilustración 1. Mapa de sistema de transmisión funcionando y proyectado.
Fuente: http://sig.simec.gov.co/GeoPortal/Mapas/Mapas.
19
1.2 OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Establecer una propuesta de guía básica de diseño para líneas de transmisión que
contemple las principales metodologías aplicables y la reglamentación vigente
aplicable en el territorio nacional.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
- Desarrollar una investigación bibliográfica acerca del diseño de líneas de
transmisión de energía, considerando adicionalmente a las metodologías
identificadas, normativas vigentes aplicadas al diseño.
- Validar las metodologías de diseño encontradas para proyectos de transmisión en
el país con dos normativas vigentes internacionalmente para diseños de este tipo.
- Presentar hojas de cálculo en Excel que recojan la metodología sugerida de
diseño de proyectos de transmisión de energía con diferentes características.
- Presentar un ejemplo de aplicación del diseño de un tramo de línea trazado
aleatoriamente.
- Aplicar a través de una guía de uso, una metodología válida para diseños
preliminares y detallados de líneas de transmisión.
20
1.3 DESARROLLO Y ALCANCE DEL PROYECTO
En la presente investigación se pretende identificar los lineamientos principales que
permitan de manera adecuada llevar a cabo el diseño de líneas de transmisión de
energía, así como las normativas aplicables a estos proyectos.
Para el planteamiento de la propuesta de guía básica de diseño fue necesaria la
recolección de documentación referida a esta clase de proyectos, así como la
normativa que rige el diseño electromecánico y civil para las líneas de transmisión,
de tal manera que a lo largo del documento se plantean los métodos de cálculo y
su respectivo referente teóricos necesarios para determinar las cargas y efectos de
las mismas sobre la línea y las torres de transmisión de energía.
Con la presente investigación se pretende suplir la necesidad de una metodología
estandarizada que pueda ser aplicada a diseños de líneas de transmisión, de tal
manera que la determinación de acciones en la estructura, hipótesis de cargas
planteadas y diseño en general contenga parámetros únicos que permitan su uso
por la comunidad académica interesada, además que permita dar paso a una
investigación aún más detallada en el tema, teniendo en cuenta para su desarrollo,
los conceptos y el funcionamiento de una línea de transmisión, así como el análisis
estructural y diseño civil necesario para la ejecución del diseño.
21
2. MARCO REFERENCIAL
2.1 CONCEPTOS GENERALES
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Puede ser definida una línea de transmisión, como el sistema de conductores,
semiconductores, o la combinación de ambos, que puede emplearse para transmitir
información, en la forma de energía eléctrica o electromagnética entre dos puntos.
Un proyecto de líneas de transmisión se conforma de varios elementos que pueden
tener una función eléctrica, estructural o electromecánica dentro del sistema.
La señal que se propaga a lo largo del cable se mide como la diferencia de potencial
entre los dos cables, para que la transmisión a través de dicho cableado sea
efectiva, es necesario que estos sean fijados a las estructuras mediante uniones
con aislamiento adecuado, evitando de esta manera el contacto entre fases o con
la estructura. De manera general las líneas de transmisión pueden ser definidas de
acuerdo a su función:
- Línea de distribución: Se le conoce por líneas de distribución a los trazos que
tienen como finalidad transportar la energía a los centros de consumo, tales como
edificaciones, alumbrado público y demás usos dados al sistema eléctrico.
- Línea de Transmisión: Esta clasificación hace referencia a los trazos que
principalmente pretende conectar las subestaciones generadoras de la energía,
para lo cual se hace un análisis detallado de las condiciones del mismo. 3
3 SECTOR ELECTRICIDAD. Introducción a las líneas de transmisión eléctrica. [En línea]. Disponible en: http://www.sectorelectricidad.com/12443/introduccion-a-las-lineas-de-transmision-de-energia-electrica/. [citado 20 de diciembre de 2018].
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ESTRUCTURAS UTILIZADAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
El trazo óptimo para cualquier línea de transmisión de energía es el alineamiento
recto que una los dos puntos que se quieren conectar, sin embargo, esta hipótesis
es irreal dado que la topografía del terreno nos condicionará a cambiar el trazo recto
por uno que cumpla el mismo objetivo, pero empleando diferentes puntos de
deflexión.
Para poder cumplir con las condiciones impuestas en el trazado, se debe contar con
estructuras que sean capaces de soportar los cambios de dirección y otras que se
encarguen de sostener el cable y le den estabilidad al conjunto estructural; según
ROMERO (2010) define los tipos de estructuras según su funcionamiento en el
conjunto estructural de la siguiente manera:
a) Estructuras de suspensión: Es la estructura que se emplea para sostener el
cable en los tramos rectos de la línea o en ángulos de desviación pequeños,
inferiores a 7° sexagesimales por lo general; las cadenas de aisladores son
verticales o ligeramente inclinadas en caso de haber ángulo.
b) Estructura de anclaje o retención: Es la estructura que es capaz de soportar la
cortadura de uno o más conductores en un mismo lado. Las cadenas de
aisladores van ancladas horizontalmente a la estructura. Se la emplea en tramos
rectos entre suspensiones, para evitar el efecto de caída en cascada, también
en ángulos pronunciados y cuando hay vanos de peso negativos.
c) Estructura de remate o terminales: Es la estructura que se coloca en los
extremos de cierre de la línea y debe soportar el esfuerzo que significa la
instalación de todos los conductores y cables de guardia en un solo lado,
teniendo en cuanta la diferencia de tensiones respecto al pórtico.
d) Estructuras Especiales: Son aquellas estructuras de diseño especial para
realizar la transposición de conductores, el cruce de ríos y quebradas,
23
derivaciones hacia otras líneas aéreas, transiciones entre cables aéreos y
subterráneos, etc.4
Adicionalmente a las estructuras mayores de las cuales dependerá la distribución,
es necesario identificar los elementos necesarios para la fijación del cable a la
estructura y por consiguiente al sistema completo; dichos elementos se conocen
como cadena de fijación, la cual está compuesta en su totalidad por anillos de
aisladores, que además de ser los encargados de fijar el cable, darle estabilidad al
sistema en conjunto, estos pueden ser de vidrio, porcelana o poliméricos, y su
empleo será definido de acuerdo a las condiciones eléctricas del sistema.
Tabla 1. Tipo de Cadena de Fijación por tipo de estructura.
Tipo de estructura Fijación del conductor a la estructura
Estructuras de Suspensión Cadena de Suspensión
Estructuras de Retención
Cadena de Retención
Estructuras de Anclaje
Fuente: Diseño de torres de transmisión eléctrica. Instituto Politécnico Nacional.
4 ROMERO HERRERA, Juan Pablo. Guía práctica para el diseño y proyecto de líneas de transmisión de alta tensión en chile. Universidad de chile. abril 2010. [Consultado 10 de septiembre 2018]. Disponible en Internet: http://repositorio.uchile.cl/tesis/uchile/2010/cf-romero_jh/pdfAmont/cf-romero_jh.pdf.
24
Ilustración 2. Siluetas de estructuras típicas, torre tipo suspensión y tipo
retención, respectivamente.
Fuente: Diseño de torres de transmisión eléctrica. Instituto politécnico nacional.
25
Ilustración 3. Siluetas de estructuras especiales con distribución particular de
cadenas.5
Fuente: Diseño de torres de transmisión eléctrica. Instituto politécnico nacional.
5 HERNÁNDEZ ROSAS, Alma Nancy; Morales Padilla, Fabián. Diseño de torres de transmisión eléctrica. Instituto Politécnico Nacional - México. 2005. [Consultado 11 de noviembre de 2018]. Disponible en Internet: https://tesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/4845/1/300_DISENO%20DE %20 TORRES%20DE%20TRANSMISION%20ELECTRICA.pdf.
26
PARTES DE UNA TORRE DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
Ilustración 4. Elementos principales de torres de transmisión de energía
Fuente: Diseño Conceptual de torres de trasmisión de energía utilizando el método de
optimización topológica considerando análisis tridimensional y cargas producidas por
cables y viento.
Cable o hilo de guarda: Este cable sirve para proteger el sistema eléctrico ante la
posibilidad de descargas atmosféricas, además de captar los rayos y conducirlos a
la tierra.
27
Crucetas: Son aquellos componentes de la estructura que sostienen los diferentes
elementos que van a soportar los cables (herrajes, cadenas de aisladores)
Cuerpo recto: es el cuerpo donde se encuentran ubicadas las diferentes crucetas
que soportan el cableado.
Cuerpo piramidal: es la base de la estructura y se encuentra por debajo de los
diferentes tipos de crucetas
El Stub: Es un elemento generalmente fabricado en acero galvanizado cuya función
es trasmitir los esfuerzos que la estructura experimenta a su base y al suelo que lo
rodea, este une la superestructura con la cimentación de la torre.
Cerramientos: son los elementos que dan estabilidad interna y rigidez a cada nivel
que compone la estructura
2.2 DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
Los criterios de diseño son parámetros que, a través de normativas, experiencia y
de acuerdo a la teoría existente para la ejecución de proyectos de líneas de
transmisión, se establecen con el fin de asegurar la confiabilidad del proyecto a lo
largo de su vida útil, de tal forma que pueda transportar energía eléctrica de manera
continua, garantizando la seguridad de las personas, equipos asociados y la
conservación del medio ambiente.
De acuerdo a lo expuesto es necesario identificar de manera preliminar la
condiciones establecidas para el diseño dentro de las cuales se encuentran las
disposiciones eléctricas de transporte de la energía, las condiciones ambientales
28
del entorno del sistema de acuerdo a la ubicación del mismo, las condiciones
topográficas encontradas para la ubicación de las estructuras y las comunidades
que de manera directa e indirecta se verán afectadas en la ejecución y puesta en
funcionamiento del sistema. Dada la complejidad del diseño, en la ilustración 5
Diagrama de flujo básico para diseños de líneas de transmisión, se establece de
manera clara el proceso necesario para la ejecución de diseños de líneas de
transmisión, en el ANEXO 2. APLICACIÓN DE LA PROPUESTA DE MANUAL
PARA EL ANÁLISIS Y DISEÑO CIVIL EN UNA PROYECTO PROPUESTO, se
puede evidenciar la aplicación de dicho proceso.
29
Ilustración 5. Diagrama de flujo básico para diseños de líneas de transmisión.
Fuente: Propia.
30
2.3 NORMAS INTERNACIONALES APLICABLES AL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
(IEEE) – INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS
ENGINEERS
Las normatividades predispuestas por parte del instituto de ingeniería eléctrica y
electrónica, contemplan los requerimientos estandarizados para los sistemas de
puesta a tierra en las líneas aéreas de transmisión de energía; “Los estándares
desarrollados dentro de IEEE representan un consenso de la amplia experiencia en
el tema dentro del Instituto como así como aquellas entidades fuera de IEEE que
han expresado interés en participar en el desarrollo del estándar” 6.
2.3.1.1 IEEE-738 (Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors) – Publication 2006, actualized at 2012.
Esta norma propone métodos estandarizados que relacionan la temperatura
ambiente en líneas aéreas, con el fin de determinar de acuerdo a la necesidad el
apantallamiento del sistema y el tipo de cable óptimo para el transporte de energía.
2.3.1.2 IEEE-80 (Guide for Safety in AC Substation Grounding) – Publication 2000, actualized at 2015.
El objetivo principal de esta norma es proponer las características principales a tener
en cuenta, en el momento de llevar cabo el diseño y disposiciones eléctricas de
subestaciones de AC en plantas de distribución, transmisión y generación de
energía.
6 IEEE. Guide for Safety in AC Substation Grounding. [On Line]. Available in: http://www.dee.ufrj.br/~acsl/grad/equipamentos/IEEE-std80.pdf. [referenced at january 21, 2019].
31
2.3.1.3 IEEE-81 (Draft Guide for measuring Earth resistivity, ground impedance and Earth Surface potentials of a grounding system) – Publication at 2012.
En esta normativa se presentan metodologías estandarizadas que permiten medir
características eléctricas de los sistemas de puesta a tierra instalados, así como la
medida de la resistividad de la tierra, sistemas de potencia y resistencia de la
impedancia del sistema de tierra a tierra remota.
(IEC) – INTERNATIONAL ELECTRICAL
Las normas IEC son estándares internacionales que regulan todas las instalaciones
que utilizan la electricidad como medio para su funcionamiento. La IEC publica
regulaciones en tecnologías que abarcan la electricidad y la electrónica. Junto con
la ISO y la ITU conforman organizaciones que desarrollan normativas a nivel
mundial. Cada país tiene la libertad de adaptarse a dichas normas, adicionalmente
la IEC trabaja continuamente para hacer mejoras en la distribución y transmisión de
energía de forma eficiente y que contribuyan a la sostenibilidad y a al cambio
climático.
2.3.2.1 IEC-60071-1 (Insulation coordination – Part 1: Definitions, principles and rules) – Publication at 2006, actualized at 2010.
Este documento dicta los principales parámetros a tener en cuenta para la
determinación de las tensiones de resistencia nominal para el retraimiento de fase
a tierra, siendo referencia principal para la determinación del aislamiento necesario
en el sistema.
32
2.3.2.2 IEC-60071-2 (Insulation coordination – Part 2: Application guidelines) – Publication at 2018.
Esta publicación es el complemento de la anterior mencionada, ocupándose de la
selección de los niveles de aislamiento en el sistema en general, enfocándose en
los equipos o instalaciones para sistemas eléctricos trifásicos.
2.3.2.3 IEC-60815 (Insulation coordination – Part 1: Definitions, principles and rules Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions) – Publication at 2008, actualized at 2010.
Esta normativa pretende determinar los niveles de contaminación para un sistema,
determina los procedimientos necesarios para establecer la distancia de fuga y la
influencia de parámetros en la conductividad de la energía de acuerdo a la
geometría, tipo de material y tamaño de los aisladores.
2.3.2.4 IEC-62305-1 (Protection against lightning) – Publication at 2006, actualized at 2010.
La finalidad de esta normativa es proporcionar los parámetros principales a tenerse
en cuenta para la protección de las estructuras ante rayos, teniendo en cuenta
efectos de sobretensión en sistemas de baja tensión.
2.3.2.5 IEC-60826 (Design criteria of overhead transmission lines) – Publication at 2003, actualized at 2017.
Esta normativa establece los criterios básicos de cargas aplicables a líneas de
transmisión basados en la confiabilidad, los criterios allí descritos proporcionan
estándares a partir de los cuales se derivan parámetros de diseño aplicables a
códigos nacionales de líneas aéreas de transmisión.
33
ASCE MANUAL OF PRACTICE NO. 74 GUIDELINES FOR
ELECTRICAL TRANSMISSION LINE STRUCTURAL LOADING
La publicación del documento de la ASCE corresponde al año 2009, y en este se
establecen de manera general los parámetros a tener en cuenta sobre las cargas
de viento que afectan las estructuras en las líneas de transmisión de energía,
hipótesis de carga sobre las estructuras, categorías del terreno, cargas producidas
por los sismos sobre las torres de transmisión de energía, teniendo en cuenta
además las posibles afectaciones que puedan tener en la línea de transmisión, el
montaje y mantenimiento de la misma, siendo uno de los documentos guía con
mayor manejo respecto al diseño de de este tipo de proyectos.
ASCE-10-15 GUIDELINES FOR ELECTRICAL TRANSMISSION
LINE STRUCTURAL LOADING. DESIGN OF LATTICED STEEL
TRANSMISSION STRUCTURES
Esta normativa fue publicada por primera vez en 1997 y actualizada en mayo de
2015, por el comité de normas de diseño de torres de transmisión en la división de
ingeniería estructural. Dentro del análisis mostrado en esta publicación se
encuentran relacionados los requisitos de diseño, fabricación y puesta en
funcionamiento de miembros y conexiones para estructuras de acero, con el fin de
garantizar que sean aptos para asumir las cargas en esfuerzos que se aproximen
al rendimiento, a la deformación o a la fractura; (la guía presenta dentro de su
contenido ejemplos de diseño e torres típicas de energía).
34
IEEE – NATIONAL ELECTRICAL SAFETY CODE (NESC)
La primera edición del código NESC, data del año 2012, y su última actualización
del año 2017; de manera general el código nacional de seguridad eléctrica es un
documento que cubre las disposiciones básicas necesarias para guardar la vida de
las personas, tras los peligros derivados de la instalación, mantenimiento y puesta
en funcionamiento de conductores, cadenas de retención, cadenas de suspensión
y de manera general el sistema de transmisión de energía. “Publicado
exclusivamente por IEEE y actualizado cada 5 años para mantener el Código
actualizado con los cambios en la industria y la tecnología, el Nacional Eléctrica
Safety Coda® (NESC®) establece las reglas básicas y las pautas para la protección
práctica de los trabajadores de servicios públicos y el Público durante la instalación,
operación y mantenimiento del suministro eléctrico, líneas de comunicación y
equipos asociados” 7.
(AISC) – AMERICAN INSTITUTE OF STEEL CONSTRUCTION
El Manual de Construcción en Acero, es un documento resultado del commite que
conforman las compañías privadas en el mundo que tienen por objeto el trabajo en
construcción de estructuras de cualquier tipo a base de acero, convirtiéndose en
una asociación que sin ánimo de lucro, dando valor a sus capacidades y
conocimientos técnicos, suministra parámetros internacionalmente estandarizados
que permiten evaluar la estabilidad y el diseño de diferentes tipos de estructuras de
acero; la 15a edición de dicho documento data del 2016, en donde se disponen
7 IEEE STANDARDS ASSOCIATION. The National Electrical Safety Code. [On Line]. Available in: https://standards.ieee.org/products-services/nesc/index.html. [referenced at january 21, 2019].
35
especificaciones adicionales a las ya establecidas para acero estructural expuesto,
la aplicación de esta normativa al diseño de líneas de transmisión se enfoca
especialmente al diseño de la estructura8.
2.4 NORMAS NACIONALES APLICABLES AL DISEÑO DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS-
RETIE
La primera versión del reglamento técnico de instalaciones eléctricas fue expedido
según la resolución 907087 de 2013 y su más reciente actualización se hizo a través
de la resolución 40492 de 2015, “En el Reglamento Técnico de Instalaciones
Eléctricas –RETIE se establecen los requisitos que garanticen los objetivos
legítimos de protección contra los riesgos de origen eléctrico, para esto se han
recopilado los preceptos esenciales que definen el ámbito de aplicación y las
características básicas de las instalaciones eléctricas y algunos requisitos que
pueden incidir en las relaciones entre las personas que interactúan con las
instalaciones eléctricas o el servicio y los usuarios de la electricidad9
8 AMERICAN INSTITUTE OF STEEL CONSTRUCTION. 15th ed. Steel Construction Manual Available. [On Line]. Available in: https://www.aisc.org/pressreleases/press-releases/15th-edition-aisc-steel-construction-manual-now-available/#.XEe4eFxKjIU. [referenced at january 21, 2019]. 9 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Anexo General Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, 1 Edición, Colombia, 2013.
36
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
(RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995)
La resolución 025 de 1995 hace parte del reglamento de operación al que se refieren
las leyes 142 y 143 de 1994, la última actualización del documento data del año
2000 a través de la resolución CREG 098; como fue mencionado en capítulos
anteriores el CREG corresponde a la comisión encargada de la administración del
sistema de transmisión nacional, y en con la resolución 025 se pretende
estandarizar los criterios utilizados por la UPME y las entidades encargadas del
transporte de la energía dentro del (SNT), definiendo los procedimientos y el
suministro de información requerida por la UPME para realizar el planeamiento
diseño y puesta en funcionamiento de un una línea de transmisión en el territorio
nacional.
NORMALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS METÁLICAS PARA
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 230KV DOBLE CIRCUITO
El documento de normalización de estructuras metálicas para líneas de transmisión
a 230kV, presenta la metodología de diseño de líneas de transmisión y guía de
aplicación a las estructuras metálicas normalizadas actualmente utilizada en el
diseño de líneas de transmisión dentro del territorio nacional.
Este documento tuvo lugar en el año 1989, y fue elaborado por Interconexión
Eléctrica S.A (ISA) y Consultoría Colombiana S.A, con apoyo de comisiones
internacionales que participaron en su elaboración y del Instituto Colombiano De
Investigaciones Científicas (COLCIENCIAS), en este documento se presentan
métodos y procedimientos de vital importancia para el diseño de líneas de
37
transmisión, basado en proyectos que se habían ejecutado hasta el momento y los
aportes de las diferentes comisiones vinculadas; por lo cual es considerado como
el documento base para la ejecución de diseños de transmisión en Colombia.
38
3. MARCO TEÓRICO Y DESARROLLO DEL DISEÑO
Para el desarrollo del diseño de líneas de transmisión puede tomarse como
referencia el manual ASCE Manual Of Practice No. 74 Guidelines For Electrical
Transmission Line Structural Loading, la Resolución Creg 025 De 1995, el
documento de Normalización De Estructuras Metálicas Para Líneas De Transmisión
A 230kv Doble Circuito y la Norma IEC-60826 (Design criteria of overhead
transmission lines), documentos anteriormente referenciados en los títulos 2.3 y 2.4;
estos documentos son utilizados en la presente investigación para definir las
actividades que a consideración de los autores, son imprescindibles para el
desarrollo de diseño de líneas de transmisión.
3.1 SELECCIÓN DE RUTA Y DISTANCIAS DE SEGURIDAD.
Una vez identificada la necesidad de transportar la energía desde un punto de
generación (subestación) hasta otro de la misma índole o un punto de distribución,
se debe realizar el planteamiento preliminar de un trazo que permita cumplir el
objetivo adecuadamente, teniendo en cuenta los siguientes factores:
- ZONAS DE RESERVA FORESTAL: Este ítem hace referencia a las áreas
encontradas en la etapa de exploración de la ruta y que de acuerdo a lineamientos
gubernamentales han sido declaradas zona de reserva forestal, tales como las
áreas descritas en la ley 2ª de 1959.
- RESGUARDOS INDÍGENAS: En la etapa de exploración, debe considerarse la
identificación de estas áreas, que según el ministerio del interior se definen como
“…propiedad colectiva de las comunidades indígenas a favor de las cuales se
39
constituyen y conforme a los artículos 63 y 329 de la Constitución Política, tienen el
carácter de inalienables, imprescriptibles e inembargables”10
- ÁREAS ESPECIALES PROTEGIDAS: El decreto 2372 de 2010, hace referencia
a las zonas que institucionalmente, han sido cobijadas debido a su contenido
cultural, histórico y/o biodiversidad entre otros factores, presentan restricciones
respecto a proyectos de infraestructura civil como el tratado en el presente
documento11.
DISTANCIAS DE SEGURIDAD.
Adicionalmente a las distancias de seguridad de la línea de transmisión respecto al
relieve, debe considerarse un ancho prudente respecto al eje, dicha distancia se
conoce como servidumbre de la línea; de manera general las distancias de
seguridad son definidas en función del voltaje de la línea, y deben ser medidas
desde el nivel del terreno hasta la altura del conductor inferior de la estructura para
las verticales, y desde la edificación u obstáculo respecto a la mínima distancia a la
servidumbre para las horizontales.
10 MINISTERIO DE INTERIOR. RESGUARDO INDÍGENA. [En línea]. Disponible en: https://www.mininterior.gov. co/content/ resguardo-indígena. [citado 20 de abril de 2018].
11 MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL. Decreto número 2372 del 01 de julio de 2010. [En línea]. Disponible en: http://www.minambiente.gov.co/images/normativa/decretos/2010/dec_2 372_2010.pdf. [citado 20 de abril de 2018].
40
Ilustración 6. Distancias de seguridad a diferentes elementos (a) Cruce entre
líneas de transmisión, (b) Cruce con vías férreas y carreteras, (c) Distancia
horizontal con otra línea existente, (d) Distancia respecto al tipo de relieve. 12
Fuente: NTP 73: Distancias a líneas eléctricas de BT y AT.
12 MINISTERIO DE TRABAJO Y ASUNTOS SOCIALES ESPAÑA. NTP 73: Distancias a líneas eléctricas de BT y AT. [En línea]. Disponible en:http://www.insht.es/InshtWeb/Contenidos/Documentacion/FichasTecnicas/NTP/ Ficheros/001 [citado 20 de agosto de 2018].
41
Tabla 2. Ancho de la zona de servidumbre de líneas de transmisión.
Tipo de estructura Tensión (kv) Ancho mínimo (m)
Torres/postes 500 (2 Ctos.) 65
500 (1 Cto.) 60
Torres/postes 400 (2 Ctos.) 55
400 (1 Cto.) 50
Torres 220/230 (2 Ctos.) 32
220/230 (1 Cto.) 30
Postes 220/230 (2 Ctos.) 30
220/230 (1 Cto.) 28
Torres 110/115 (2 Ctos.) 20
110/115 (1 Cto.) 20
Postes 110/115 (2 Ctos.) 15
110/115 (1 Cto.) 15
Torres/postes 57,5/66 (1 o 2 Ctos.) 15
Fuente: REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE). 2013.
Tabla 22.1. Pág. 141.
42
Tabla 3. Distancias mínimas de seguridad ante diferentes características de relieve.
Descripción Tensión nominal
entre fases (Kv)
Distancia
(m)
Distancia mínima al suelo “d” en cruces con
carreteras, calles, callejones, zonas
peatonales, áreas sujetas a tráfico vehicular
(Figura 13.2).
500 11.5
230/220 8.5
115/110 6.1
66/57.5 5.8
44/34.5/33 5.6
13.8/13.2/11.4/7.6 5.6
<1 5
Cruce de líneas aéreas en grandes avenidas. <1 5.6
Distancia mínima al suelo “d1” desde líneas
que recorren avenidas, carreteras y calles
(Figura 13.2).
500 11.5
230/220 8
115/110 6.1
66/57.5 5.8
44/34.5/33 5.6
13.8/13.2/11.4/7.6 5.6
<1 5
Distancia mínima al suelo “d” en zonas de
bosques de arbustos, áreas cultivadas, pastos,
huertos, etc. Siempre que se tenga el control
de la altura máxima que pueden alcanzar las
copas de los arbustos o huertos, localizados
en la zonas de servidumbre (Figura 13.2).
500 8.6
230/220 6.8
115/110 6.1
66/57.5 5.8
44/34.5/33 5.6
13.8/13.2/11.4/7.6 5.6
<1 5
Fuente: REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE). 2013.
Tabla 13.2. Pág. 58.
43
Tabla 3. (Continuación) Distancias mínimas de seguridad ante diferentes
características de relieve.
Descripción Tensión nominal
entre fases (Kv)
Distancia
(m)
En áreas de bosques y huertos donde se
dificulta el control absoluto del crecimiento
de estas plantas y sus copas puedan
ocasionar acercamientos peligrosos, se
requiera el uso de maquinaria agrícola de
gran altura o en cruces de ferrocarriles sin
electrificar, se debe aplicar como distancia
“e” estos valores (Figura 13.3)
500 11.1
230/220 9.3
115/110 8.6
66/57.5 8.3
44/34.5/33 8.1
13.8/13.2/11.4/7.6 8.1
<1 7.5
Distancia mínima vertical en el cruce “f” a
los conductores alimentadores de
ferrocarriles electrificados, teleféricos,
tranvías y trole-buses (Figura 13.4)
500 4.8
230/220 3
115/110 2.3
66/57.5 2
44/34.5/33 1.8
13.8/13.2/11.4/7.6 1.8
<1 1.2
Distancia mínima vertical respecto del
máximo nivel del agua “g” en cruce con
ríos, canales navegables o flotantes
adecuados para embarcaciones con altura
superior a 2 m y menor de 7 m (Figura
13.4)
500 12.9
230/220 11.3
115/110 10.6
66/57.5 10.4
44/34.5/33 10.2
13.8/13.2/11.4/7.6 10.2
<1 9.6
Fuente: REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE). 2013.
Tabla 13.2. Pág. 58.
44
Tabla 3. (Continuación) Distancias mínimas de seguridad ante diferentes
características de relieve.
Descripción Tensión nominal
entre fases (Kv)
Distancia
(m)
Distancia mínima horizontal en cruce
cercano a campos deportivos que incluyan
infraestructura, tales como graderías,
casetas o cualquier tipo de edificación
asociada al campo deportivo.
500 11.1
230/220 9.3
115/110 7
66/57.5 7
44/34.5/33 7
13.8/13.2/11.4/7.6 7
<1 7
Distancia mínima vertical respecto del
máximo nivel del agua “g” en cruce con
ríos, canales navegables o flotantes, no
adecuadas para embarcaciones con altura
mayor a 2 m. (Figura 13.4)
500 7.9
230/220 6.3
115/110 5.6
66/57.5 5.4
44/34.5/33 5.2
13.8/13.2/11.4/7.6 5.2
<1 4.6
Distancia mínima vertical al piso en cruce
por espacios usados como campos
deportivos abiertos, sin infraestructura en la
zona de servidumbre, tales como
graderías, casetas o cualquier tipo de
edificaciones ubicadas debajo de los
conductores.
500 14.6
230/220 12.8
115/110 12
66/57.5 12
44/34.5/33 12
13.8/13.2/11.4/7.6 12
<1 12
Fuente: REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE). 2013.
Tabla 13.2. Pág. 58.
45
3.2 PARÁMETROS METEOROLÓGICOS
De manera general se considera para el diseño de líneas de transmisión la
intervención de dos parámetros climatológicos principales los cuales son la
velocidad de viento y la temperatura ambiente determinados de acuerdo al trazo de
la línea, de tal manera que dichos parámetros condicionan las cargas en los cables
y el conjunto estructural.
Para el establecimiento de los parámetros meteorológicos, podrá hacerse uso de
información segundaria como lo es los mapas de isotermas del IDEAM y el mapa
de velocidades de viento de la norma NSR-10, sin embargo, para darle un nivel de
confiabilidad mayor al diseño, se deberá tomar información primaria, como los datos
de lecturas tomados a través de las estaciones meteorológicas cercanas a las zonas
de afectación del proyecto, de tal manera que los datos recolectados sean acertados
a la realidad de la ruta trazada.
Una vez identificado el trazo del proyecto se debe considerar la distribución de las
estaciones en el área de afectación; de manera general las lecturas a utilizar son
obtenidas a través de una estación climatológica principal (CP), “en la cual se hacen
observaciones de visibilidad, tiempo atmosférico presente, cantidad, tipo y altura de
las nubes, estado del suelo, precipitación, temperatura del aire, humedad, viento,
radiación solar, brillo solar, evaporación y fenómenos especiales”.13
13 INSTITUTO DE HIDROLOGÍA, METEOROLOGÍA Y ESTUDIOS AMBIENTALES. Glosario. [En línea]. Disponible en: http://www.ideam.gov.co/web/atencion-y-participacion-ciudadana/glosario. [citado 23 de abril de 2018].
46
Ilustración 7. Ubicación de diferente tipo de estaciones climatológicas en
Colombia.
Fuente:http://sig.anla.gov.co:8083/resources/DESCARGA_SIAC/IDEAM/MG_H_CNE_ID
EAM_2013.pdf.
47
CONFIABILIDAD EN EL DISEÑO DE LAS LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN.
Una vez se tenga establecía la ruta de la línea de transmisión, el área de afectación
del proyecto y la ubicación de las estaciones climatológicas de las cuales se
tomarán los datos, es necesario tener en cuenta que de la cantidad de datos y la
proyección de los mismos dependerá la confiabilidad que tenga el diseño, ya que
de estos depende la determinación de cargas y por ende las condiciones de diseño
de las estructuras que soportaran el cable y que componen el sistema.
Las cargas limitantes para el diseño son resultado de la combinación de los
diferentes efectos climáticos sobre el sistema, de esta manera, la carga limitante
obtenida a través de la regresión lineal tipo 1 de Gumbel, deberá tener como
confiabilidad de diseño un periodo de retorno mínimo de 50 años, según lo
establecido en las normas IEC-60826, ASCE-74 y el Libro de Normalización de
Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito de ISA.
Los factores de seguridad tomados pueden ser consultados en el capítulo 3.7
FACTORES DE SEGURIDAD.
INFLUENCIA DE LA TEMPERATURA AMBIENTE EN EL DISEÑO
DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. 14
La temperatura ambiente es el nivel térmico del aire circundante, este parámetro
depende de las variaciones altitudinales, dicha variación se conoce como gradiente
14 INSTITUTO DE HIDROLOGÍA, METEOROLOGÍA Y ESTUDIOS AMBIENTALES. Glosario. [En línea]. Disponible en: http://www.ideam.gov.co/web/atencion-y-participacion-ciudadana/glosario. [citado 23 de abril de 2018].
48
térmico. En general, las estaciones climatológicas muestran lecturas mayores de
este parámetro en las épocas de estiaje y lecturas menores en las épocas de
avenidas (periodo de lluvias). La afectación que sobre la línea de transmisión tienen
las variaciones de temperatura se enfoca a que dado el coeficiente de dilatación de
los cables que componen el sistema, los mismos sufren cambios de contracción y
elongación de acuerdo a las condiciones ambientales, lo que afecta la flecha y el
tensionado de los cables de tal manera que las cargas que se transmiten a la
estrctura se ven afectadas.
La recolección de datos relacionados con la temperatura que serán de utilidad en el
diseño de la línea son la temperatura máxima absoluta, la temperatura mínima
absoluta y la temperatura promedio; una vez se cuente estos datos se procede a
realizar una distribucion de valores extremos de tipo 1 de Gumbel para modelar los
valores maximos y minimos recoletados, la definicion de los prametros
metereologicos de temperatura que seran de utilidad en el diseño son:
a- Temperatura maxima: este valor correspone al valor maximo de la
distribucion con probabilidad del dos (2) por ciento de ser excedido en un
periodo de retorno de 50 años.
b- Temperatutra minima: este valor correspone al valor minimo de la distribucion
con probabilidad del dos (2) por ciento de presentarse un valor inferior en un
periodo de retorno de 50 años.
c- Temperatura media: Este valor corresponde al valor medio de las
tempraturas promedio registradas.
d- Temperatura coincidente: Teniendo en cuenta que los parametros
climatologicos de viento y temperatura ambiente interactuan en la
determinacion de cargas en el sistema, se define entonces la tempratura
coincidente como aquella temperatura bajo la cual se da el viento de diseño
seleccionado para la linea de transmision, esta temperatuta por lo general
puede ser calculada como la media de las temperaturas minimas, sin
49
embargo dicho dato debe ser validado con los datos obtenidos para las
mediciones del viento.
INFLUENCIA DEL VIENTO EN EL DISEÑO DE LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN.
La acción del viento sobre las líneas de transmisión tiene una mayor influencia en
la determinación de las cargas transmitidas a la estructura, respecto a la
temperatura de la zona de afectación, ya que además de impactar directamente a
las torres, produce el balanceo de las cadenas de aisladores al golpear los cables
de la línea.
De los registros de las estaciones se seleccionan los valores correspondientes al
viento máximo mensual, el cual es medido por las estaciones a una altura de 10
metros en un periodo de 3 segundos, en áreas sin obstáculos que impidan la
circulación libre de este; una vez se cuente estos datos se procede a realizar una
distribucion de valores extremos de tipo 1 de Gumbel para modelar los valores
maximos y minimos recoletados, la definicion de los prametros metereologicos de
velocidad de viento que seran de utilidad en el diseño son:
a- Velocidad máxima anual (mensual): valor máximo de la velocidad de la
distribución.
b- Velocidad máxima promedio anual (mensual): valor máximo de la velocidad
de la distribución.
c- Velocidad de referencia para el diseño: Este valor corresponde a la velocidad
máxima mensual medida a una altura de 10 metros en una ráfaga de
segundos de tal manera que es considerad como una medida ideal.
d- Velocidad de diseño: Este valor corresponde al resultante de la velocidad de
referencia para el diseño afectado por los factores de corrección que se
50
encuentran dados en función del relieve, obstáculos que impidan la
circulación del viento y la altura para la posición o casos específicos en la
zona de afectación del proyecto.
De acuerdo a lo mencionado la velocidad de viento determinada para el diseño de
la línea de transmisión se debe afectar por los factores de cambio definidos de
acuerdo a parámetros topográficos definidos en diferentes normativas las cuales
son mostradas en los siguientes capítulos.
3.2.3.1 PARÁMETROS TENIDOS EN CUENTA EN LA AFECTACIÓN DEL VIENTO SEGÚN LA NORMA IEC 60815
La norma IEC-60826, define 4 categorías de terreno en las que se basan los
factores de corrección que afectan la fuerza de viento aplicada en las torres de
transmisión:
Tabla 4. Categorías de exposición para diferentes terrenos según norma IEC-
60826
Fuente: IEC 60826. International standard. Overhead transmission lines – Design criteria.
2017. Fourth edition. 2017-02. Pág. 23.
Categoría Características de rugosidad
A Gran extensión de agua contra el viento, zonas costeras planas.
B País abierto con muy pocos obstáculos, por ejemplo, aeropuertos
o campos cultivados con pocos árboles o edificio
C Terreno con numerosos pequeños obstáculos de baja altura
(setos, árboles y edificios).
D Áreas suburbanas o terrenos con muchos árboles altos
51
Tabla 5. Factor de corrección por topografía según norma IEC-60826
Fuente: IEC-60826. International standard. Overhead transmission lines – Design
criteria. 2017. Fourth edition. 2017-02. Pág. 24.
.
3.2.3.2 PARÁMETROS TENIDOS EN CUENTA EN LA AFECTACIÓN DEL VIENTO SEGÚN LA NORMA ASCE 74
Al igual que la anterior, la ASCE-74, define categorías de terreno en las que se
basan los factores de corrección que afectan la fuerza de viento aplicada en las
torres de transmisión, pero resume los mismos en 3:
“Exposición B. Esta exposición se clasifica como áreas urbanas y suburbanas, áreas
bien arboladas o terreno con numerosas obstrucciones. Exposición C. Esta
exposición se clasifica como terreno abierto con obstrucciones dispersas, aquí se
incluyen terrenos planos. Exposición D. Esta exposición se clasifica como áreas sin
obras o estructuras, terrenos muy planos o zonas donde el viento viaja sobre agua
abierta” 15
15 ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE 74 Guidelines for Electrical Transmission Line
Structural Loading, 2009 Third Edition. Pág. 25.
52
Tabla 6. Factores de corrección por topografía según norma ASCE-74
Exposure Category
Power Law Exponent ά
Surface Drag Coefficient, K
Turbulence Scale (Ls ft)
B 4.5 0.010 170
C 7.0 0.005 220
D 10 0.003 250
Fuente: ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE 74 Guidelines for Electrical
Transmission Line Structural Loading, Third Edition. 2009. Pág. 29.
3.2.3.3 VALIDACIÓN DE PARÁMETROS DE AFECTACIÓN DEL VIENTO
EN COLOMBIA
Establecidas las categorías de exposición y factores de corrección de dos
normativas internacionales, en el presente capítulo se tomara como referencia el
Libro de Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230
kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989 de ISA Interconexión Eléctrica S.A, con el
fin de validar los valores que serán utilizados para la guía de diseño desarrollada
adelante, cabe dar claridad que este libro de normalización a su vez toma como
referencia la Norma ANSI A58.1 -1982.
Una vez establecidos los parámetros referentes a las categorías de exposición
definidas en el libro mencionado, en el titulo siguiente COMPARATIVO DE
CATEGORÍAS DE EXPOSICIÓN, se puede evidenciar la variación de los mismos y
la validez de los utilizados en la guía de diseño desarrollada adelante
53
Tabla 7. Categorías de exposición para diferentes terrenos según el Libro de
Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV
Doble Circuito.
A Centro de grandes ciudades, con por lo menos el 50 por ciento de los edificios con
una altura mayor de 20 metros.
B Áreas suburbanas y bosques.
C
Terreno abierto, plano, con obstrucciones dispersas. Es la categoría de exposición
que se debe utilizar cuando las característica del terreno no se ajuste a las
descripciones de las demás.
D Áreas planas sin obstáculos y zonas costeras.
Fuente: ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para
Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Tabla 5.2. Pág.
30.
Tabla 8. Factor de corrección por topografía según el Libro de Normalización de
Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito.
Categoría de Exposición
A B C D
KR 0.67 0.85 1.00 1.08
Fuente: ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para
Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Tabla 5.2. Pág.
37.
54
Tabla 9. Constantes definidas a partir de las categorías de exposición según el
Libro de Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a
230 kV Doble Circuito.
CATEGORÍA ά Zg (m) K Ls (m)
A 3.0 457 0.025 30.5
B 4.5 366 0.010 52.0
C 7.0 274 0.005 67.0
D 10.0 213 0.003 76.0
Fuente: ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para
Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Tabla 5.2. Pág.
49.
COMPARATIVO DE CATEGORÍAS DE EXPOSICIÓN
Es claro como el libro de normalización de estructuras de ISA, divide las categorías
de exposición del terreno en cuatro grupos al igual que la norma IEC-60826, sin
embargo estas se organizan de forma inversa, por tanto los factores tomados se
invierten, mas no varían
Una vez comparando las tablas tal y tal se puede evidenciar que no se presentan
variaciones considerables entre los factores de corrección definidos en cada categoría de
exposición, aun cuando esta se presenta en orden inverso para la norma IEC-60826, por lo
que se puede considerar lo planteado en el libro de normalización como vigente y aplicable
en proyectos actuales.
Para dar respaldo a la afirmación anterior, se puede establecer que los factores
identificados en la norma ASCE-74 pueden ser comparables con los de las últimas
tres categorías del libro de normalización como se puede evidenciar en la ilustración
12, además al hacer la conversión del coeficiente para el factor de ráfaga se tiene:
176 Ft 51.82m
220 Ft 67.056m
55
250 Ft 76.20m
PRESIÓN ATMOSFÉRICA Y DENSIDAD RELATIVA DEL AIRE
Debido a que el cálculo de la fuerza depende de manera directa de la presión de
viento y a velocidad de ráfaga utilizada en el diseño, es necesario definir la presión
de viento de acuerdo a lo expuesto en el apéndice C de la norma ASCE-74 y a
ecuación (5.2B) del libro de normalización de ISA:
𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑉𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = [(0.603 − 0.0514 ∗ 𝐴𝑙𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑) ∗ 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐷𝑖𝑠𝑒ñ𝑜3 16
Ecuación 1. Presión de viento.
Dado que la altura del terreno influye en la densidad del aire es importante identificar
los niveles de altura respecto al mar con los cuales contara el proyecto para definir
la condición limitante.
3.3 CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS ELEMENTALES PARA EL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Dado que la presente monografía pretende establecer lineamientos teóricos que
permitan llevar a cabo el diseño civil de un proyecto de líneas de transmisión, en
este capítulo nos limitaremos a establecer ciertos criterios básicos en relación con
las disposiciones eléctricas del sistema, sin embargo, cabe dar claridad de que
16 ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE-74 Guidelines for Electrical Transmission Line Structural Loading, Third Edition. 2009, Pág. 23.
56
estos criterios deberán ser ampliados adecuadamente con la teoría aplicable al
diseño eléctrico de líneas de transmisión.
- CRITERIOS TÉCNICOS BÁSICOS PARA LA SELECCIÓN DE CABLES
Para realizar la selección del conductor de fase de la línea se deben tener en cuenta
el voltaje del sistema principalmente, de tal manera que podrá seleccionar cables
de aleación de aluminio y acero, de acero desnudo o red trifásica de acuerdo a las
necesidades y requerimientos predispuestos para el diseño, de manera general se
deben tener en cuenta la capacidad ampérica del sistema, la resistencia óhmica, las
pérdidas por efecto corona, el radio interferencia del cable, el ruido audible y los
campos eléctrico y magnético.
- DESCRIPCIÓN DE LA SELECCIÓN DE AISLAMIENTO
Para seleccionar el aislamiento y las distancias eléctricas en aire de la línea de
transmisión se define el aislamiento que le corresponde a cada uno de los tipos de
sobretensiones:
- Aislamiento mínimo para soportar sobretensiones de tipo maniobra: Los
cálculos del aislamiento frente a sobretensiones de maniobra se desarrollan
teniendo en cuenta la inclusión de saltos de frecuencia por sobrevoltaje a 60
Hz en la puesta de funcionamiento y el mantenimiento del sistema.
- Distancia de fuga mínima necesaria según la contaminación atmosférica: La
distancia de fuga específica unificada corregida está definida en la norma IEC-
60815-2, en donde se toma como variables el diámetro del aislador, la altitud
de la línea y la distancia de fuga nominal del sistema.
- Aislamiento mínimo para soportar sobretensiones originadas por descargas
atmosféricas: Los cálculos del aislamiento frente a sobretensiones por
57
descargas se determinan suponiendo la sobrecarga de los sistemas de puesta
a tierra.
- SELECCIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Para la selección del sistema de puesta a tierra es necesario la toma de ensayos de
resistividad en las estructuras de tal manera que se establezca la capacidad del
terreno para recibir y dispersar las descargas de sobre voltaje en el sistema, a través
de la unión de electrodos horizontales y verticales en cada una de las partes de la
estructura que se encuentre en contacto con el terreno; para la determinación del
sistema de puesta a tierra se deben tener en cuenta los lineamientos planteados en
las normas “IEEE Std. 81 at 2012 – Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground
Impedance, and Earth Surface Potentials of a Grounding System [1], IEEE Std. 80
at 2013 - Guide for Safety in AC Substation Grounding [2]”.
3.4 CÁLCULOS ELECTROMECÁNICOS EN PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
Una vez este definida la ruta de proyecto de transmisión, se deben establecer los
parámetros meteorológicos en la zona de afectación, para determinar el
comportamiento del sistema en función del tiempo, evaluando las tensiones
ocasionadas por la flecha de un vano por los cables en las diferentes condiciones
evaluadas; para cualquier escenario, no se debe violar lo establecido en el RETIE
las condiciones de tensionado establecidas en el reglamento RETIE, indican que no
se debe superar el 25% de la tensión de rotura del conductor sin carga.17
17 REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE). RESOLUCIÓN NO. 9 0708 de AGOSTO 30 de 2013. [en línea]. https://www.minminas.gov.co /documents/10180/712360/ Anexo+General+del+RETIE+2013.pdf. Pág. 143-144. [citado 24 de marzo de 2019].
58
Una vez definida la catenaria y comportamiento de los cables para un vano
especifico, es necesario tener en cuenta que en el trazo de la línea de transmisión
se cuenta con diferentes vanos que se definen a partir de los cambios en el
alineamiento, las condiciones topográficas y las necesidades de cada proyecto.
De acuerdo a esto es necesario definir condiciones limitantes con el fin de
establecer la capacidad con las que cuentan las estructuras y el sistema de
transmisión.
DEFINICIÓN DE VANO VIENTO
Esta longitud corresponde al tramo de cable que es afectado por las fuerzas de
viento determinadas, y debe ser tomada como el promedio de los dos vanos
adyacentes a la estructura evaluada.
𝑉𝑉 = (V1 + V2
2)
Ecuación 2. Cálculo vano viento.
Dónde:
VV = Vano viento [m]
V1 = Vano horizontal anterior, medido en la dirección longitudinal [m]
V2 = Vano horizontal posterior medido en la dirección longitudinal [m]
59
Ilustración 8. Cálculo del Vano Viento.18
Fuente: INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Procedimientos técnicos para el
tendido y tensado de líneas de transmisión de alto voltaje.
DEFINICIÓN DE VANO PESO
Este valor corresponde a la longitud total equivalente de cable que una estructura
puede soportar, determinando la carga gravitacional que actúa en esta, dado el peso
unitario del conductor, por tal motivo dicha medida debe ser tomada desde la
estructura al punto más bajo de la catenaria en los vanos adyacentes.
De acuerdo a las condiciones del terreno, puede suceder que la estructura presente
condiciones de vano peso negativo en donde el cable va a estar tirado hacia el terreno
y otra en la cual se presente un vano peso positivo en donde los cables estén halando
la torre generando una fuerza de arrancamiento en esta.
18 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Procedimientos técnicos para el tendido y tensado de líneas de transmisión de alto voltaje, Pág. 17. [En línea]. Disponible en: https://es.scribd.com/doc/291810257/ PROCEDIMIENTOS-TECNICOS-PARA-EL-TENDIDO-Y-TENSADO-DE-CONDUCTORES-PARALI NEAS-DE-TRANSMISIÓN-pdf [citado 27 de marzo de 2019].
60
𝑉𝑃 = (L1 + L2
2)
Ecuación 3. Cálculo de vano peso.
Dónde:
VP = Vano peso [m]
L1 = Distancia horizontal a flecha anterior, medido en la dirección longitudinal [m]
L2 = Distancia horizontal a flecha posterior, medido en la dirección longitudinal [m]
Ilustración 9. Cálculo del vano peso de las estructuras (a) Estructura trabajando
con el vano peso negativo, (b) Estructura sometida a trabajar con el vano peso
positivo.19
Fuente: INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Procedimientos técnicos para el
tendido y tensado de líneas de transmisión de alto voltaje.
19 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Procedimientos técnicos para el tendido y tensado de líneas de transmisión de alto voltaje, Pág. 15-16. [En línea]. Disponible en:https://es.scribd.com/doc/291810257/PROCEDIMIENTOS-TECNICOS-PARA-EL-TENDIDO-Y-TENSADO-DE-CONDUCTORES-PARA-LINEAS-DE-TRANSMISION-pdf [citado 27 de marzo de 2019].
61
DEFINICIÓN DE VANO REGULADOR
Teniendo en cuenta la funcionalidad de las estructuras de suspensión y retención
según lo establecido en el capítulo 2.1 CONCEPTOS GENERALES, para el diseño
de la línea de transmisión se deberá considerar los vanos de suspensiones seguidas
como rectos, dado que presentaran deflexiones considerablemente menores
respecto a las estructuras de retención; de acuerdo a esto, las ultimas serán las que
limiten el vano regulador.
Ilustración 10. Vano peso estructura sometida a trabajar con el vano peso
positivo.20
Fuente: ENEL Codensa. Flechas y cargas para tendido de red aérea aislada de media tensión,
Norma Técnica.
20 ENEL Codensa. Flechas y cargas para tendido de red aérea aislada de media tensión, Norma Técnica. [En línea]. Disponible en: https://likinormas.micodensa.com/Norma/lineas_aereas_urbanas_distribucion/generalida des/la017_flechas_cargas_tendido_cable_aereo_aislado [citado 27 de marzo de 2019].
62
CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DEL CREEP
Debido a que el tensionado inicial de los cables es diferente al presentado en la
etapa de funcionamiento de la línea de transmisión, es necesario identificar las
condiciones de fluencia bajo carga permanente o creep en el cable (lo llaman creep
o relajación del cable), determinando la deformación plástica del mismo en la
temperatura ambiente del sistema. De acuerdo a esto se cuenta entonces con una
serie de postulaciones que sobresalen acerca de este tema se tales como la
realizada por Harvey J.R y Larsen R.E “EFFECT OF ELEVATED TEMPERATURE
OPERATION ON THE STRENGTH OF ALUMINUM CONDUCTORS” en ieee/pes
paper t72 189-4 y “CREEP EQUATIONS OF CONDUCTORS FOR
SAGTENSIONCALCULATIONS” IEEE conference paper nº c72-190-2, 1971,
adicionalmente, para el presente proyecto se hará uso de una publicación un poco
más actualizada “PERMANENT ELONGATION OF CONUDCTORS; PREDICTOR
EEQUATION AND EVOLUTION METHODS Electra, No. 75, CIGRÉ, Paris, 1981,
de donde puede tomarse como referencia un 50% de la tempertura maxima de
operación para un perodo de carga de 20 años..
Según el informe informaciones extensas sobre la fluencia lenta en el informe
CIGRE (CIGRE, 1977), la mayor parte de la fluencia lenta (creep) en una línea de
transmisión ocurre durante los primeros días después del tendido, pero continúa a
lo largo de la vida útil de la línea, aunque a un ritmo decreciente. De acuerdo a esto
para la determinación del creep normalmente se realiza el cáculo para los primeros
3 dias y para 10 años despues, dado que el 70% de la deformación del conductor
se produce en el 10% del tiempo de vida útil de la línea o sea que para una línea de
transmisión con una vida útil de 50 años, la mayor parte del creep se desarrollará
en los primeros 5 años.
La temperatura de creep condiciona el flechado de los cables en el cálculo de
flechas y tensiones, toda vez que la elongacion del cable y l carga longitudinal del
mismo dependen de este de manera directa.
63
FÓRMULA PARA LA CATENARIA
Se llama catenaria a la curva que forma un cable descolgado entre dos apoyos
cualesquiera que se tomen de referencia, la distancia que hay entre el punto más
bajo que define la catenaria y una línea horizontal que uniría a los apoyos donde
este cable se sujeta se llama flecha, según ilustración 13 la flecha está dada por la
distancia f.
Ilustración 11. Esquema de la catenaria
Fuente: NAVA BUSTILLO Gustavo Adolfo. Cálculo mecánico de las líneas de
transmisión. https://es.scribd.com/document/319370338/Cálculo-Mecanico-de-Lineas-de-
Transmision-1-2.
Dónde:
a = Vano de medida [m]
f = Flecha [m]
H = Tensión mecánica en el punto más bajo de la catenaria [kg]
T = Tensión mecánica en los puntos Q y Q’ [kg]
W = Peso del cable por metro [kg/m]
L = Longitud de arco de la catenaria Q-Q’ [m]
64
La ecuación de la catenaria está definida de la siguiente manera:
Para el caso particular 𝑥 =𝑎
2 se tiene 𝑦 = 𝑓 + ℎ
𝑓 = ℎ [(𝑐𝑜𝑠ℎ𝑎
2) − 1] =
𝐻
𝑊[(𝑐𝑜𝑠ℎ
𝑊𝑎
2𝐻) − 1]
Ecuación 4. Flecha para la catenaria.
𝐿 = 2ℎ𝑠𝑒𝑛ℎ (𝑎
2ℎ) = 2
𝐻
𝑊𝑠𝑒𝑛ℎ (
𝑊𝑎
2𝐻)
𝑇 = 𝐻𝑐𝑜𝑠ℎ (𝑎
2ℎ) = 𝐻𝑐𝑜𝑠ℎ (
𝑊𝑎
2𝐻)
Ecuación 5. Tensión mecánica en el punto más bajo de la catenaria.
Como FH>>Wa entonces
𝑐𝑜𝑠ℎ (𝑊𝑎
2𝐻) ≈ 1
Entonces aproximadamente se considera T=H
FÓRMULA PARA LA PARÁBOLA
Para vanos mayores a 50 metros la fórmula de la catenaria puede ser reemplazada
por la fórmula de la parábola arrojando resultados aproximadamente iguales, esto
se realiza para reducir cálculos engorrosos que han de realizarse si se utilizase la
ecuación de la catenaria21
21 NAVA BUSTILLO Gustavo Adolfo. Cálculo mecánico de las líneas de transmisión.
65
La ecuación cartesiana de la catenaria es
𝑦 = ℎ𝑐𝑜𝑠ℎ (𝑥
ℎ)
Ecuación 6. Seno hiperbólico.
Desarrollando seno hiperbólico
𝑦 = ℎ (1 +𝑥2
2ℎ2+
𝑥4
24ℎ4+ ⋯ )
Tomando los dos primeros términos no se comete error apreciable siempre que la flecha sea menor al 10% del vano
𝑦 = ℎ +𝑥2
2ℎ
Ecuación 7. Ecuación de la parábola.
Como también
𝑦 = 𝑓 + ℎ Entonces
𝑓 =𝑥2
2ℎ Pero 𝑥 =
𝑎
2 ; ℎ =
𝐻
𝑊
𝑓 =𝑊 𝑎2
8𝐻 Pero como 𝐻 ≈ 𝑇
𝑓 =𝑊𝑎2
8𝑇
Si
𝑊 = 𝑤 𝑆 Y 𝑇 = 𝑡 𝑆
Dónde:
W: (kg/mm²)
T: (kg/mm²)
66
S: (mm²)
Entonces:
𝑓 =𝑤 𝑎2
8𝑡
Ecuación 8. Flecha para la parábola.
ECUACIÓN DE CAMBIO DE ESTADO
En caso de resultar aceptables las simplificaciones que conducen a la ecuación de
la parábola, el efecto que produce la variación de temperatura puede considerarse
en una única ecuación denominada “Ecuación de Estado”. Para determinarla se
suman las variaciones de longitud que experimenta el cable por las variaciones de
la temperatura y las correspondientes deformaciones elásticas por variación de la
tensión.
Se supone que la tensión a la que se encuentra sometido el conductor es constante
a lo largo de todo el vano e igual a H por lo que la deformación elástica se calcula
aplicando directamente la ley de Hook. Las ecuaciones correspondientes resultan:
∆Lθ = Lα(θ2 − θ1)
∆LT =L
E. S(T2 − T1)
∆Lθ + ∆LT = Lα(θ2 − θ1) +L
E. S(T2 − T1
Pero como la longitud del conductor viene determinada para cada estado por L =
a +W2a3
24H22 , la variación resultante ΔLθ + ΔLT debe ser igual a la variación de longitud
correspondiente a cada estado, o sea:
67
∆L = (a +W2
2a3
24H22) − (a +
W12a3
24H12)
Igualando ambas ecuaciones resulta:
Lα(θ2 − θ1) + L
E. S(T2 − T1) =
a3
24[(
W2
H2)
2
− (W1
H1)
2
]
Dado que 𝐿 ≈ 1 𝑦 𝐻 ≈ 𝑇, resulta reemplazando L por a y H por T:
α(θ2 − θ1) + 1
E. S(T2 − T1) =
a2
24[(
W2
H2)
2
− (W1
H1)
2
]
Esta ecuación resulta ser de 3º grado para T. Si en lugar de fuerzas se opera con tensión y carga específica resulta:
σ = TS⁄ (
kgmm2⁄ )
γ = WS⁄ (
kgm. mm2⁄ )
α(θ2 − θ1) + σ2−σ1
E=
a2
24[(
γ2
σ2)
2
− (γ1
σ1)
2
]
Resolviendo para σ2 resulta:
Eα(θ2 − θ1) + σ2−σ1 − a2E
24
γ22
σ22 +
a2E
24
γ12
σ12 = 0
σ23 + σ2
2 [Eα(θ2 − θ1) − σ1 +a2Eγ1
2
24σ12 ] =
a2Eγ22
24
Agrupando resulta:
A = Eα(θ2 − θ1) − σ1 +a2Eγ1
2
24σ12
B =a2Eγ2
2
24
68
σ22(σ2 + A) = B
Ecuación 9. Ecuación de cambio de estado para iteración.
Esta ecuación puede resolverse por tanteos sucesivos adoptando valores para σ2
y verificando si se satisface la igualdad. (Este fundamento teórico hace parte del
ANEXO 3. LENGUAJE DE PROGRAMACIÓN PARA LIBRO DE FLECHAS Y
TENSIONES EN CABLES)
CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE FLECHAS Y TENSIONES EN
CABLES
De acuerdo a las evidencias bibliográficas encontradas para diseño de líneas de
transmisión y el libro de normalización de ISA22 se tienen las siguientes definiciones:
VIENTO MÁXIMO: En esta condición se considera la tensión con elasticidad
final, se toma la temperatura coincidente y viento de diseño en el cable, se
supone el cable con el 50% de la tensión de rotura.
VIENTO MEDIO: En esta condición se considera la tensión con elasticidad
final, se toma la temperatura coincidente y viento máximo promedio en el
cable, se supone el cable con el 50% de la tensión de rotura.
CONDICIÓN DIARIA (EDS.): En esta condición se considera la tensión con
elasticidad final, se toma la temperatura media y no se considera la
afectación viento en el cable, se supone el cable con el 20% de la tensión de
rotura.
22 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Pág. 21-42.
69
TEMPERATURA MÁXIMA: En esta condición se considera la tensión con
elasticidad final, se toma la temperatura máxima promedio y no se considera
la afectación viento en el cable, se supone el cable con el 30% de la tensión
de rotura.
Una vez se tenga dicha información, la programación de Excel permite calcular las
flechas y tensiones para el conductor y cable de guarda, para vanos reguladores
seleccionados y con los valores de los parámetros del conductor y de las
condiciones meteorológicas definidas, se realizará el cálculo mecánico del
conductor de fase y del cable de guarda.
Para el análisis de las diferentes hipótesis, el programa utiliza la ecuación de cambio
de estado para calcular las flechas y tensiones para cada uno de los vanos
reguladores requeridos”.
El programa calcula para los vanos considerados las tensiones horizontales y las
flechas para las diferentes condiciones de carga (hipótesis) asumidas para los
diferentes conductores.
3.5 HIPÓTESIS DE CARGA Y CARGAS DE DISEÑO
A continuación se presentan las hipótesis de carga y los parámetros de diseño
considerados para cada uno de los tipos de estructuras, de acuerdo con lo definido
en el numeral 22.5 del RETIE23 (Ministerio de Minas y Energía, 2013) y lo
establecido en el documento Normalización De Estructuras Metálicas Para Líneas
De Transmisión A 230kv Doble Circuito de ISA.
23 REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE). RESOLUCIÓN NO. 9 0708 de AGOSTO 30 de 2013. [en línea]. https://www.minminas.gov.co /documents/10180/712360/ Anexo+General+del+RETIE+2013.pdf. Pág. 143-144. [citado 24 de marzo de 2019].
70
3.5.1.1 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN
3.5.1.1.1 HIPÓTESIS NORMAL
En esta condición, se supone que el sistema se encuentra intacto y funcionando, es
decir, todos los conductores y cables de guarda en óptimas condiciones, con un
viento máximo de diseño y temperatura coincidente en la zona de influencia del
proyecto.
3.5.1.1.2 HIPÓTESIS ANORMAL24
Para esta condición se debe tener en cuenta si el sistema cuenta con conductores
en haz (agrupados en un entramado) o si se tiene un solo cable en cada fase, de
acuerdo esto se tiene:
Para líneas con conductores en haz:
a) Se considera que en la estructura se ha roto simultáneamente el 50% de
los subconductores en cualquier fase. Se toman las demás fases y cables
de guarda intactos, con viento medio de diseño y temperatura coincidente en
la zona de influencia del proyecto. Cuando una fase o el cable de guarda se
rompe, se toma el 75% de la carga intacta.
b) Se considera que en la estructura se rompe un cable de guarda. Se toman
las demás fases y cables de guarda restantes intactos, con viento medio de
diseño y temperatura coincidente en la zona de influencia del proyecto.
Cuando un cable de guarda se rompe, se toma el 75% de la carga intacta.
24 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Pág. 21-42.
71
Para líneas con un solo conductor por fase:
a) Se considera que en la estructura se rompe un cable conductor, en
cualquier fase. Se toman las demás fases y cables de guarda intactos, con
viento medio de diseño y temperatura coincidente en la zona de influencia
del proyecto. Cuando una fase o el cable de guarda se rompe, se toma el
75% de la carga intacta para viento, el 50% para cargas de ángulo y el total
de la carga intacta longitudinal.
b) Se considera que en la estructura se rompe un cable de guarda. Se toman
las demás fases y cables de guarda restantes intactos, con viento medio de
diseño y temperatura coincidente en la zona de influencia del proyecto.
Cuando un cable de guarda se rompe, se toma el 75% de la carga intacta
para viento, el 50% para cargas de ángulo y el total de la carga intacta
longitudinal.
3.5.1.2 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURAS DE RETENCIÓN
3.5.1.2.1 HIPÓTESIS NORMAL
En esta condición, se supone que el sistema se encuentra intacto y funcionando, es
decir, todos los conductores y cables de guarda en óptimas condiciones, con un
viento máximo de diseño y temperatura coincidente en la zona de influencia del
proyecto.
72
3.5.1.2.2 HIPÓTESIS ANORMAL25
Para esta condición al igual que en las suspensiones se debe tener en cuenta si el
sistema cuenta con conductores en haz (agrupados en un entramado) o si se tiene
un solo cable en cada fase, de acuerdo esto se tiene:
Para líneas con conductores en haz:
a) Se considera que en la estructura se ha roto simultáneamente un cable de
guarda y todos los subconductores en cualquier fase. Se toman las
demás fases y cables de guarda restantes intactos, con viento medio de
diseño y temperatura coincidente en la zona de influencia del proyecto.
Cuando una fase o el cable de guarda se rompe, se toma el 75% de la carga
intacta.
Para líneas con un solo conductor por fase:
a) Se considera que en la estructura se ha roto simultáneamente un cable de
guarda y un subconductores en cualquier fase. Se toman las demás fases
y cables de guarda intactos, con viento medio de diseño y temperatura
coincidente en la zona de influencia del proyecto. Cuando una fase o el cable
de guarda se rompe, se toma el 75% de la carga intacta para viento, el 50%
para cargas de ángulo y el 70% de la carga intacta longitudinal.
b) Se considera que en la estructura se rompe dos fases diferentes. Se toman
las demás fases y cables de guarda intactos, con viento medio de diseño y
temperatura coincidente en la zona de influencia del proyecto. Cuando un
cable de guarda se rompe, se toma el 75% de la carga intacta para viento, el
50% para cargas de ángulo y el 70% de la carga intacta longitudinal.
25 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Pág. 21-42.
73
3.5.1.3 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURAS TERMINALES
3.5.1.3.1 HIPÓTESIS NORMAL
En esta condición, se supone que el sistema se encuentra intacto y funcionando, es
decir, todos los conductores y cables de guarda en óptimas condiciones, con un
viento máximo de diseño y temperatura coincidente en la zona de influencia del
proyecto.
3.5.1.3.2 HIPÓTESIS ANORMAL26
Para esta condición al igual que en las demás estructuras se debe tener en cuenta
si el sistema cuenta con conductores en haz (agrupados en un entramado) o si se
tiene un solo cable en cada fase, de acuerdo esto se tiene:
Para líneas con conductores en haz:
a) Se considera que en la estructura se ha roto simultáneamente un cable de
guarda y todos los subconductores en cualquier fase. Se toman las
demás fases y cables de guarda restantes intactos, con viento medio de
diseño y temperatura coincidente en la zona de influencia del proyecto.
Cuando una fase o el cable de guarda se rompe, se toma el 75% de la carga
intacta.
b) Se considera que en la estructura se ha roto simultáneamente todos los
subconductores en dos fases diferentes. Se toman las demás fases y
cables de guarda intactos, con viento medio de diseño y temperatura
26 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Pág. 21-42.
74
coincidente en la zona de influencia del proyecto. Cuando una fase o el cable
de guarda se rompe, se toma el 75% de la carga intacta.
Para líneas con un solo conductor por fase:
c) Se considera que en la estructura se ha roto simultáneamente un cable de
guarda y un subconductor en cualquier fase. Se toman las demás fases
y cables de guarda intactos, con viento medio de diseño y temperatura
coincidente en la zona de influencia del proyecto. Cuando una fase o el cable
de guarda se rompe, se toma el 75% de la carga intacta para viento, el 50%
para cargas de ángulo y el 70% de la carga intacta longitudinal.
d) Se considera que en la estructura se rompe dos fases diferentes. Se toman
las demás fases intactas, con viento medio de diseño y temperatura
coincidente en la zona de influencia del proyecto. Se toma el 75% de la carga
intacta para viento, el 50% para cargas de ángulo y el 70% de la carga intacta
longitudinal.
3.6 CÁLCULO DE CARGAS EN LAS ESTRUCTURAS
Estas cargas son reflejadas en el plano transversal de los cables de la línea y
transmitidas a las fases de las estructuras, dichas cargas pueden se presentan por
la acción del viento en los cables y el cambio de dirección del cable en una deflexión.
75
Ilustración 1. Cargas que actúan sobre las torres
Fuente: Propia
76
-Carga Transversal: [(F. Viento Máximo) + (F. (Ꝋ) Deflexión)] * [1.40]
-Carga Vertical: [Vano Peso diseño + W. conductor + W. Accesorios + W. Estructura]*[1.10]
-Carga Longitudinal: [F Desbalance LONGITUDINAL de los cables] [1.20]
ES
TR
UC
TU
RA
S D
E S
US
PE
NS
IÓN
E
ST
RU
CT
UR
AS
DE
RE
TE
NC
IÓN
HIPÓTESIS ANORMAL (CONDUCTORES SANOS):
HIPÓTESIS NORMAL:
HIPÓTESIS ANORMAL (CONDUCTORES ROTOS):
-Carga Transversal: (F. Viento Medio) * [0.79] + (F. (Ꝋ) Deflexión) * [0.53]
-Carga Vertical: [Vano Peso diseño + W. conductor + W. Accesorios + W. Estructura]* [0.825]
-Carga Longitudinal: [Desbalance (Ꝋ) Deflexión] [1.25]
-Carga Transversal: [(F. Viento Medio) *0.75 + (F. (Ꝋ) Deflexión)*0.50] * [0.79]
-Carga Vertical: [Vano Peso diseño + W. conductor + W. Accesorios + W. Estructura]* [0.62]
-Carga Longitudinal: [Desbalance (Ꝋ) Deflexión] [1.57]
-Carga Transversal: [(F. Viento Máximo) + (F. (Ꝋ) Deflexión)] * [1.40]
-Carga Vertical: [Vano Peso diseño + W. conductor + W. Accesorios + W. Estructura]*[1.10]
-Carga Longitudinal: [F Desbalance LONGITUDINAL de los cables] [1.20]
HIPÓTESIS NORMAL:
HIPÓTESIS ANORMAL (CONDUCTORES SANOS):
-Carga Transversal: (F. Viento Medio) * [0.79] + (F. (Ꝋ) Deflexión) * [0.53]
-Carga Vertical: [Vano Peso diseño + W. conductor + W. Accesorios + W. Estructura]* [0.825]
-Carga Longitudinal: [Desbalance (Ꝋ) Deflexión + Desbalance LONGITUDINAL de los cables] [1.25]
HIPÓTESIS ANORMAL (CONDUCTORES ROTOS):
-Carga Transversal: [(F. Viento Medio) *0.75 + (F. (Ꝋ) Deflexión)*0.50] * [0.79]
-Carga Vertical: [Vano Peso diseño + W. conductor + W. Accesorios + W. Estructura]* [0.62]
-Carga Longitudinal: [Desbalance (Ꝋ) Deflexión + Desbalance LONGITUDINAL de los cables] [1.57]
77
CARGA TRANSVERSAL DEBIDA AL VIENTO27
Para tener en cuenta la variación de la velocidad del viento con la altura sobre el
suelo, los efectos dinámicos de las ráfagas de viento y los efectos de las
características de la estructura (forma, tamaño, orientación con respecto al viento,
solidez, blindaje y rugosidad de la superficie) en la fuerza resultante, se seguirá la
metodología del ASCE-74, donde la carga de viento máximo se puede calcular con
la siguiente expresión:
𝐹 = 𝑄 ∗ 𝑘𝑧 ∗ 𝑘𝑧𝑡 ∗ (𝑉)2 ∗ 𝐺𝑅𝐹 ∗ 𝐼 ∗ 𝐶𝑑 ∗ 𝐴 ∗ 𝑁𝐶
Ecuación 10. Cálculo de fuerza de Viento.
Donde:
F = Fuerza de Viento en la dirección de aplicación [N]
Q = Constante de presión de viento [Apéndice C. ASCE-74]
Kz = Coeficiente de corrección por altura de la estructura
Kzt = Factor de corrección por topografía
V = Velocidad de viento para un retorno de 50 años y ráfaga de 3sg [m/s]
GRF = Factor de respuesta a ráfaga.
I = Factor de importancia.
Cd = Factor de forma de los conductores.
A = Área proyectada en el plano normal de la dirección del viento, se debe tener en
cuenta el porcentaje de área de los aisladores, separadores y demás elementos que
llegan a la fase.
NC = Numero de subconductores que llegan a una fase.
Dado que la afectación del viento debe ser tenida en cuenta para el cálculo de las
estructuras debe aplicarse entonces la fuerza debida al efecto de este sobre el
27 ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE-74 Guidelines for Electrical Transmission Line
Structural Loading, Third Edition. 2009, Pág. 21-42.
78
conductor, en una longitud definida, de manera perpendicular al vano según lo
expuesto en el capítulo 3.4.1 DEFINICIÓN DE VANO VIENTO.
Ilustración 13. Efecto del viento sobre el cable conductor
Fuente: Propia
Como la Ecuación 10 está dada para calcular la fuerza en un punto del cable,
debemos entonces tener en cuenta el área de afectación del viento sobre el cable,
por tanto se toma el diámetro de la sección de cable para cada fase:
𝐹 = 𝑃 ∗ 𝑘𝑧 ∗ 𝑘𝑧𝑡 ∗ 𝐺𝑅𝐹 ∗ 𝐼 ∗ 𝐶𝑑 ∗ 𝐷 ∗ 𝑁𝐶 ∗ 𝐿
Ecuación 11. Cálculo de fuerza de Viento.
Donde:
F = Fuerza de Viento en la dirección de aplicación [N]
P = Presión de viento [Kpa]
Kz = Coeficiente de corrección por altura de la estructura
Kzt = Factor de corrección por topografía
79
GRF = Factor de respuesta a ráfaga.
I = Factor de importancia.
Cd = Factor de forma de los conductores.
D = Diámetro del conductor entendiendo esta medida como la altura del área de
acción del viento en el vano [m].
L = Longitud del Vano [m].
NC = Numero de subconductores que llegan a una fase.
- CÁLCULO DE FACTORES DE CORRECCIÓN:
a) Factor de corrección por altura de la estructura: este factor determina la
variación que tiene la velocidad del viento respecto a su altura, este factor esta
dado en función de la rugosidad del terreno que predomina en el recorrido de
la línea de transmisión de energía.
Cálculo Factor de corrección por altura de la estructura (kz), (numeral 2.1.4.2
ASCE-74):
(Estructura) Kz = 2,01 (0.67 ∗ Zh / Zg)(2/), para 10 𝑚 ≤ ℎ ≤ 275 𝑚
(Cable) Kz = 2,01 (Zh / Zg) (2/), para 10 𝑚 ≤ ℎ ≤ 275 𝑚
Ecuación 12. Factor de corrección Kz.
Donde:
Zh = Para la estructura es la altura total de la estructura, para el cable es la altura
del cable intermedio y para la cadena de aisladores es la altura de fijación del cable
intermedio.
Zg = Es la altura medida a partir del nivel del terreno de desplante por encima de la
cual la variación de la velocidad del viento no es importante y se considera constante
a esta altura.
80
= Este coeficiente determina la forma de la variación de la velocidad del viento
con la altura y es adimensional.
Se refieren a las categorías de exposición definidas en el manual ASCE-74, y
referenciadas en la Tabla. TAL Categorías de exposición.
b) Factor de corrección por topografía: Este factor representa la variación que
tiene la presión de la velocidad del viento debido a la rugosidad del terreno,
altura por encima del nivel del terreno y la pendiente del mismo.
Cálculo Factor de corrección por topografía (kzt o KR): De acuerdo a la norma, dicho
factor se define a partir de monogramas que consideran las categorías del terreno,
los cuales pueden ser resumidos en la siguiente tabla:
Tabla 10. Factor de corrección por topografía
Categoría de Exposición A B C D
KR 0.67 0.85 1.00 1.08
Fuente: ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para
Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Tabla 5.2. Pág.
37.
c) Cálculo Factor de respuesta a ráfaga (GRF) (numeral 2.1.5.1 ASCE-74):
(Estructura) GRF = [ 1 + (2.7 ∗ 𝐸 ∗ 𝐵𝑠0.5)] / 𝑘𝑣²
(Cable) 𝐺𝑅𝐹 = [ 1 + (2.7 ∗ 𝐸 ∗ 𝐵𝑤0.5 )] / 𝑘𝑣²
(Cadena) 𝐺𝑅𝐹 = [ 1 + (2.7 ∗ 𝐸 ∗ 𝐵𝑠0.5)] / 𝑘𝑣²
Ecuación 13. Factor de respuesta a Ráfaga.
81
Donde:
𝐸 = 0.346 ∗ (10 / 𝑍ℎ)1/𝐹𝑀
𝐵𝑠 = 1 / (1 + 0.56 ∗ 𝑍ℎ /𝐿𝑠)
𝐵𝑤 = 1 / (1 + 0.80 ∗ 𝑉𝑉 / 𝐿𝑠)
E = Factor de exposición.
Bs = Término de respuesta adimensional, correspondiente a las cargas cuasi
estáticas de viento de fondo sobre la estructura (cadena de aisladores).
Bw = Término de respuesta adimensional, correspondiente a las cargas cuasi
estáticas de viento de fondo sobre los cables.
Kv = Relación de la duración de ráfaga de 3 s a la ráfaga de 10 min.
VV = Vano Viento de Diseño.
Ls = Escala de turbulencia del viento, se toma en función de la categoría del terreno
Los coeficientes Ls y SFM son establecidos a partir de las categorías de exposición.
d) Cálculo Factor de forma de los conductores (Cd) (numeral 2.1.6.2.1 ASCE-74)
El factor recomendado para conductores de acuerdo a la Guía de diseño ASCE-
74, Y la NESC RULE 252 (NESC 2007) 28, es de 1.0.
e) Cálculo Factor de Importancia (numeral 2.1.6.2.1 ASCE-74)
El factor de importancia esta dado en función del vano viento de la línea y este
afecta directamente la carga de viento aplicada de la siguiente manera:
- Para vanos menores o iguales a 250 metros el factor de importancia es 1
- Para vanos mayores o iguales a 500 metros el factor de importancia es
1.35
28 ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE-74 Guidelines for Electrical Transmission Line
Structural Loading, Third Edition. 2009, Pág. 34.
82
CARGA TRANSVERSAL DE VIENTO OBLICUO A 45°
Adicionalmente a lo planteado, por defecto se tomará una suposición adicional con
el impacto del viento 45º en el área del cable
𝑓𝑡𝑐𝑣45 = 𝑓𝑡𝑐𝑡 ∗ (𝑐𝑜𝑠45 ∗ 𝑝𝑖
180)
2
Ecuación 14. Cálculo de la fuerza de viento a 45 sobre el plano de aplicación.
Dónde:
ftcv45 = carga de viento oblicuo a 45 (kN)
ftcv = carga de viento (kN)
CARGA TRANSVERSAL DEBIDO AL ÁNGULO DE DEFLEXIÓN
Cuando la línea cambia de dirección, la carga transversal resultante sobre la
estructura, se debe considerar igual a la suma de la resultante de las componentes
transversales de las tensiones.
Ilustración 14. Fuerzas transversal y longitudinal debidas al ángulo de deflexión
Fuente: Propia
ɸ
Fuerza Longitudinal
Fuerza Transversal
83
𝑓𝑡𝑐𝛽 = 𝑁𝐶 ∗ (TV1 + TV2) ∗ 𝑠𝑒𝑛𝑜 (ɸ ∗ 𝜋
360)
Ecuación 15. Cálculo de fuerza transversal debida al ángulo.
Dónde:
β = Carga de ángulo [kN]
NC = Número de subconductores que llegan a una fase
T-Vano1 = Tensión en la condición de viento máximo en el vano inicial [kN]
T-Vano2 = Tensión en la condición de viento máximo en el vano final [kN]
ɸ = Ángulo deflexión
CARGA LONGITUDINAL DEBIDO AL ÁNGULO DE DEFLEXIÓN
Tal como se define en la sección anterior se debe calcular la componente
longitudinal, esta actúa paralelamente a los cables de la línea, y es ocasionada por
las tensiones mecánicas en los cables, las cuales tienen lugar cuando las tensiones
de los vanos presentan desequilibrio, este valor se obtiene considerando la mayor
diferencia de tensiones en vanos adyacentes. Debe tenerse en cuenta que dada la
naturaleza de las torres de suspensión (ángulos de deflexión menores a 10° aprox.),
la componente longitudinal es equivalente a cero.
𝑠𝑒 𝑑𝑒𝑏𝑒 𝑒𝑠𝑐𝑜𝑔𝑒𝑟 𝑒𝑙 𝑚𝑎𝑦𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑑𝑜𝑠 𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠
{ 𝑓𝑙𝑐 = 𝑎𝑏𝑠 (T1V1 − T1V2 ) Ó 𝑓𝑙𝑐 = 𝑎𝑏𝑠 (T2V1 − T2V2 ) }
∗ 𝐶𝑂𝑆 (ɸ ∗ 𝜋
360) ∗ 𝑁𝐶
Ecuación 16. Cálculo de fuerza Longitudinal debida al ángulo.
84
Dónde:
NC = Número de conductores por fase
T1-Vano1 = Tensión en la condición de viento máximo en el vano inicial [kN]
T1-Vano2 = Tensión en la condición de viento máximo en el vano final [kN]
T2-Vano1 = Tensión en la condición de flecha máxima en el vano inicial [kN]
T2-Vano2 = Tensión en la condición de flecha máxima en el vano final [kN]
ɸ = Ángulo deflexión
CARGA VERTICAL29
La carga vertical se deberá considerar como el peso propio de los conductores,
cables de guarda, herrajes y conexiones a cada fase, teniendo en cuenta los efectos
que puedan resultar por diferencias de nivel entre los soportes de los mismos.
𝐶𝑉 = 𝑉𝑎𝑛𝑜 𝑃𝑒𝑠𝑜𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑜𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜⁄ ∗ [(𝑃𝑐𝑜𝑛𝑑 ∗ 𝑁𝐶) + (𝑃. 𝐶𝑎𝑑𝑒𝑛𝑎 ∗ 𝑁𝑐𝑎)]
Ecuación 17. Cálculo de fuerza Longitudinal debida al ángulo.
Dónde:
CV = Carga Vertical
P.Cond = Peso Unitario de conductor * Longitud de cable en el vano [kN]
P.Cadena = Peso de cadenas (Teniendo en cuenta diámetro de discos y longitud
de cadena [kN]
NC = Número de conductores por fase
NCa = Número de cadenas de aisladores
29 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Pág. 76.
85
Ilustración 15. Cargas longitudinales sobre la estructura.
Fuente: ÁLVAREZ EGOAVIL Deysi Rosi. Diseño De cimientos a base de zapatas
aisladas para torres de transmisión eléctrica aplicado en el proyecto Condorcocha –
Tarma – Junin.
86
Ilustración 16. Cargas verticales y transversales sobre la torre.
Fuente: ÁLVAREZ EGOAVIL Deysi Rosi. Diseño De cimientos a base de zapatas
aisladas para torres de transmisión eléctrica aplicado en el proyecto Condorcocha –
Tarma – Junin.
87
CARGAS DE SISMO
Para Líneas de transmisión, se considera según lo expuesto en la ASCE-74 que
“…las estructuras de transmisión no necesitan ser diseñadas para vibraciones
inducidas por el suelo causadas por movimientos terrestres, ya que, históricamente,
se han desempeñado bien bajo cargas sísmicas. Este puede no ser el caso si la
estructura de la transmisión se erige parcialmente o si los cimientos fallan debido a
la fractura de la tierra o la licuefacción.
Las estructuras de transmisión están diseñadas para resistir grandes cargas
horizontales de viento que soplan en los cables y estructuras. Estas cargas y las
resistencias resultantes proporcionan una amplia resistencia a los movimientos en
gran parte transversales de la mayoría de los terremotos. Décadas de experiencia
con líneas de todos los tamaños han demostrado que la licuefacción del suelo ha
provocado daños muy poco frecuentes en las líneas o cuando las fallas de la tierra
afectan la capacidad estructural de la cimentación”. 30
CARGAS ADICIONALES DE MONTAJE Y MANTENIMIENTO
Es importante destacar que durante la vida útil de la línea se presentarán diferentes
situaciones que pondrán a prueba la torre de energía, por tanto es necesario
considerar dentro de estas hipótesis el mantenimiento y montaje considerando el
peso de los operarios en la estructura, el desbalance longitudinal de los cables por
la falta de una fase conectada o el peso de poleas y equipo de uso transitorio en las
estructuras.
30 ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE-74 Guidelines for Electrical Transmission Line
Structural Loading, Third Edition. 2009, Pág. 69.
88
Las principales cargas debidas al montaje de la estructura se pueden dividir en dos
grupos:
1- Cargas debido al levantamiento de la torre: En esta situación podrán
considerarse factores como el movimiento de una cruceta sobre el cuerpo
armado de la torre o el uso de este por parte del operario como apoyo en su
labor.
2- Cargas debidas al tendido y tensionado: Aquí se consideran eventos
inesperados, tales como la tensión en exceso sobre un conductor o cable de
guarda de manera simultánea.
Por otro lado, en las cargas de mantenimiento se deberá considerar el desmonte de
los conductores así como la carga vertical adicional tanto por el equipo transitorio
como de los operarios encargados de tal labor. Es importante destacar que la falla
de cualquier elemento de la línea durante la operación y especialmente durante el
mantenimiento y montaje de la torre de energía puede causar heridas e incluso
pérdidas humanas, de allí la importancia de plantear adecuadamente las
evaluaciones de carga.
3.7 FACTORES DE SEGURIDAD
Los factores de seguridad determinados paras las hipótesis en las diferentes
estructuras están definidos de acuerdo al manual de normalización de estructuras
de ISA puesto que esté presente una serie de factores más amplios respecto a la
normativa ASCE-74 la cual considera una mayoración de (1.3) para todas las
cargas. A continuación se muestran los factores de seguridad expuestos en cada
normativa:
89
Tabla 11. Factores de Seguridad definidos en la norma IEC-60826 para diferentes
periodos de retorno 31
Fuente: IEC-60826. International standard. Overhead transmission lines – Design
criteria. 2017. Fourth edition. 2017-02. Pág. 20.
Tabla 12. Factores de Seguridad definidos en la ASCE-74 para diferentes
periodos de retorno 32
Relative Factor (RRF)
Load Return Period RP
Probability that the load is exceded in 50 years
Wind Loas Factor
0.5 25 0.87 0.85
1 50 0.64 1.00
2 100 0.39 1.15
4 200 0.22 1.30
8 400 0.12 1.45
Fuente: ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE 74 Guidelines for Electrical
Transmission Line Structural Loading, Third Edition. 2009. Pág. 4.
31 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edicion, 1989. Pág. 84-85. 32 ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE 74 Guidelines for Electrical Transmission Line
Structural Loading, Third Edition. 2009. Pág. 4..
90
Tabla 13. Factores adicionales definidos en la ASCE-74 para diferentes periodos
de retorno 33
Relative Factor (RRF) Load Return Period
RP Ice Thickness
Factor Wind Loas
Factor
0.5 25 0.80 1.00
1 50 1.00 1.00
2 100 1.25 1.00
4 200 1.50 1.00
8 400 1.85 1.00
Fuente: ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE 74 Guidelines for Electrical
Transmission Line Structural Loading, Third Edition. 2009. Pág. 5.
Tabla 14. Factores de Seguridad definidos en el libro de normalización de ISA34
DESCRIPCIÓN HIPÓTESIS DE CARGA CARGAS ACTUANTES FACTOR
Hipótesis Normal (Suspensiones)
- Cargas Transversales 1.40
- Cargas Longitudinales 1.20
- Cargas Verticales 1.10
Hipótesis Normal (Retenciones)
- Cargas Transversales 1.75
- Cargas Longitudinales 1.50
- Cargas Verticales 1.10
Hipótesis Anormal (Suspensiones)
- Cargas Transversales 1.40
- Cargas Longitudinales 1.20
- Cargas Verticales 1.10
Hipótesis Anormal (Retenciones)
- Cargas Transversales 1.75
- Cargas Longitudinales 1.50
- Cargas Verticales 1.10
33 ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE 74 Guidelines for Electrical Transmission Line
Structural Loading, Third Edition. 2009. Pág. 4. 34 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edicion, 1989. Pág. 84-85.
91
Fuente: ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para
Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Pág. 84-85.
Una vez establecidos dichos factores de sobrecarga se aclara que “el factor
adicional de 1.25 para las estructuras de retención tiene como objeto garantizar la
secuencia de falla” 35
3.8 ÁRBOLES DE CARGA
Los árboles de carga representan las diferentes cargas a las que se verán
sometidas las estructuras, en condiciones normal y excepcional, que se calcularán
para dos sub conductores por fase y para cada una de las hipótesis de carga, en
los puntos de diseño y aplicable a los vanos reguladores establecidos.
Las diferentes solicitaciones a las que se verán sometidas las estructuras se
presentan en los árboles de carga, en condiciones normal y excepcional, que se
calcularán para cada una de las hipótesis de carga, en los puntos de diseño y
aplicable a los vanos reguladores que se encuentren a lo largo del proceso de
plantillado.
Para proteger las estructuras de la acción de las cargas ejercidas por los
conductores y de la variación aleatoria de fenómenos meteorológicos, tales como el
viento y la temperatura, es necesario afectar las cargas de trabajo por un conjunto
de factores de sobrecarga con los cuales se garantice la resistencia de las
estructuras y por consiguiente la confiabilidad de la línea” 36
35 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edicion, 1989. Pág. 83.
36 EMSA. Diseño línea de transmisión a 115 kv entre las subestaciones Ocoa y Guamal. [En línea]. http://www.emsa-esp.com.co/new/contratacion/docs/docs778/750-LTM002%20R1%20IN FORME% 20DE%20SELECCION%20DE%20RUTA.pdf. [citado 25 de abril de 2018].
92
Una vez seleccionados los puntos de diseño, se calculan los árboles de carga
equivalentes para obtener una curva de utilización (Grafica que relaciona el vano
viento y el Ángulo de deflexión de la estructura) de tal forma que la resultante de las
cargas transversales sea equivalente a las cargas de diseño de las estructuras. Se
realizará el cálculo de un árbol de cargas para cada tipo de estructura, con las
condiciones más críticas.
Ilustración 17. Árboles de carga
Fuente: Propia
FVCG(+) FLCG FVCG(+) FLCG
FVCG(-) FVCG(-)
FTVCG FTVCG
FTACG* (OPGW (-AL5)) (DNO-5631) FTACG*
FVC(+) FLC FVC(+) FLC
FVC(-) FVC(-)
FTVC FTVC
FTAC* (AAAC-750) (AAAC-750) FTAC*
FVC(+) FLC FVC(+) FLC
FVC(-) FVC(-)
FTVC FTVC
FTAC* (AAAC-750) (AAAC-750) FTAC*
FVC(+) FLC FVC(+) FLC
FVC(-) FVC(-)
FTVC FTVC
FTAC* (AAAC-750) (AAAC-750) FTAC*
F.V. P.P.
[kN]
93
Donde:
FTVC = Fuerza transversal debida al viento en el conductor [kN]
FTAC* = Fuerza transversal debida al ángulo del conductor [kN]
FVC: = Fuerza vertical debida al conductor [kN]
FLC = Fuerza longitudinal por desbalance del conductor [kN]
FTVCG = Fuerza transversal debida al viento en el cable de guarda i [kN]
FTACG = Fuerza transversal debida al ángulo del cable de guarda i [kN]
FVCG = Fuerza vertical debida al cable de guarda i [kN]
FLCG = Fuerza longitudinal por desbalance del cable de guarda i [kN]
F.VIENTO = Indica que actúa la fuerza de viento sobre la estructura [kN]
P.P = Peso propio de la estructura [kN]
3.9 ESTIMACIÓN DEL PESO DE LAS ESTRUCTURAS
FÓRMULA BPA
Debido a que el peso de las estructuras que se utilizan en una línea de trasmisión
de energía es difícil de calcular, se han utilizado fórmulas empíricas que han sido
desarrolladas para el cálculo del peso de dichas estructuras, el libro de
Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV Doble
Circuito hace referencia a dos fórmulas empíricas:
- La fórmula de RYLE
- La fórmula BPA (Bonneville Power Administration)
94
La fórmula de BPA tiene en cuenta para el cálculo del peso aproximado los árboles
de carga y las dimensiones de las estructuras individuales, Esta fórmula utiliza una
constante que depende de la silueta de las estructuras y que se determina a partir
de los datos de líneas ya construidas37
PESO = CBPA × k × H × (T23 +
V12
1.141+ L
23)
k = √1.44 + (3.28 ×DF)2
400 Para torres de suspensión
k = √1.44 + (3.28 ×DF)2
1260 Para torres de retención
Ecuación 18. Cálculo de constante C para fórmula del BPA.
Donde:
Peso = Peso de la estructura
CBPA = Constante que depende de la silueta de las estructuras, y que se determina
a partir de los datos de líneas ya construidas
DF = Distancia entre el centro de la torre y el extremo de la cruceta (metros)
H = Altura del centro de aplicación de las cargas (metros)
T = Sumatoria de las cargas (ultimas) transversales dividida por 1.5 (daN)
V = Sumatoria de las cargas (ultimas) verticales dividida por 1.5 (daN)
L = Sumatoria de las cargas (ultimas) longitudinales dividida por 1.5 (daN)
37 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de
Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Pág. 92 -94.
95
Para la constante CBPA se tiene que: “para la misma configuración de torres y para
el mismo nivel de voltaje la constante de la BPA varia ampliamente para las
estructuras del mismo tipo de diferentes líneas. “ 38
3.10 CÁLCULO DE REACCIONES
Con la información previamente calculada como son las cargas verticales, las
cargas transversales y las cargas longitudinales procedemos a calcular las
reacciones que se producen en la base de la estructura para cada una de las
hipótesis de carga anteriormente mencionadas.
ACCIÓN DE LAS CARGAS VERTICALES
Las cargas verticales son originadas por el peso de los conductores, cables de
guarda y cadena de aisladores, además del peso propio de la estructura, estas
cargas van a trasladarse a la base de la estructura en forma de una fuerza puntual
y de compresión
La carga FG se traslada a cada apoyo en forma de varias fuerzas fg de acuerdo al
número de apoyos:
fg1 + fg2 + fg3 +fgn = ∑fg = FG
A su vez las fuerzas que se trasladan a cada uno de los apoyos van a generar una
reacción de igual magnitud y sentido contrario a estas fuerzas.
38 ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989. Pág. 92 -94.
96
- CÁLCULO REACCIÓN FUERZA VERTICAL
𝑅𝑓𝑣 = Σ𝐹𝑣
4 𝑃+
Σ𝑀𝑡2𝑃𝐴𝑝
+
Σ𝑀𝑙2𝑃𝐴𝑝
Ecuación 19. Cálculo de reacciones verticales en la torre.
Donde:
Rf𝑣 = Reacción fuerza vertical
Σ𝐹𝑣 = Sumatoria fuerzas verticales
Σ𝑀𝑡 = Sumatoria momentos trasversales
Σ𝑀𝑙 = Sumatoria momentos longitudinales
Ap = Ancho de las patas
P = Patas
Ilustración 18. Cargas gravitacionales sobre la torre (torre con 2 o más cimientos)
Fuente: ÁLVAREZ EGOAVIL Deysi Rosi. Diseño De cimientos a base de zapatas
aisladas para torres de transmisión eléctrica – Tarma – Junin.
97
ACCIÓN DE LAS CARGAS TRANSVERSALES
Las fuerzas Transversales van a provocar un momento en el sentido de las cargas
cuando la torre consta de un solo cimiento, además se va a generar en la base de
la torre una fuerza cortante para contrarrestar dichas cargas.
En el caso de que la cimentación conste de dos o más apoyos las fuerzas
trasversales se trasladaran a la base de la cimentación como fuerzas de compresión
y tensión en los apoyos de la estructura, allí se produce un momento par contrario
al momento de volteo que generan las fuerzas laterales. En el caso de varios apoyos
también se desarrolla una fuerza cortante que se va a distribuir en el número de
apoyos de que conste la estructura.
Ilustración 19. Cargas transversales sobre la torre (torre con 2 o más cimientos)
Fuente: ÁLVAREZ EGOAVIL Deysi Rosi. Diseño De cimientos a base de zapatas
aisladas para torres de transmisión eléctrica Junin.
98
F1 + F2 +…….Fn = ∑ F = V
Para el momento tenemos:
F1*d1 + F2*d2 +…….Fn*dn = ∑ F*d = M
A su vez este momento es contrarrestado por un momento par que se genera en
la base de la estructura de la siguiente forma:
M = C*c o M = T*c
- CÁLCULO REACCIÓN FUERZA TRANSVERSAL
𝑅𝑓𝑡 = Σ(Σ𝐹𝑡𝑣 + Σ𝐹𝑡𝑎)
4 𝑃+ [(𝑅𝑓𝑣) −
Σ𝑀𝑡
2𝐴𝑝
−
ΣR𝑓𝑣44
] × 𝑚%
Ecuación 20. Cálculo de reacciones debidas a cargas transversales en la torre.
Donde:
Rf𝑡 = Reacción fuerza transversal
Σ𝐹𝑡𝑣 = Sumatoria fuerza transversal de viento
Σ𝐹𝑡𝑎 = Sumatoria fuerza transversal de Ángulo
Rf𝑣 = Reacción fuerza vertical
Rf𝑣 = Reacción fuerza vertical
Σ𝑀𝑡 = Sumatoria momentos transversales
Σ𝑅𝑓𝑣 = Sumatoria reacciones fuerzas verticales
Ap = Ancho de las patas
P = Patas
99
- CÁLCULO REACCIÓN FUERZA LONGITUDINAL
𝑅𝑓𝑙 = Σ𝐹𝑙
4 𝑃+ [(𝑅𝑓𝑣) −
Σ𝑀𝑙
2𝐴𝑝
−
ΣR𝑓𝑣44
] × 𝑚%
Ecuación 21. Cálculo de reacciones debidas a cargas longitudinales en la torre.
Donde:
R𝑓𝑙 = Reacción fuerza longitudinal
Σ𝐹𝑙 = Sumatoria fuerzas longitudinales
Rf𝑣 = Reacción fuerza vertical
Σ𝑀𝑙 = Sumatoria momentos longitudinales
Σ𝑅𝑓𝑣 = Sumatoria reacciones fuerzas verticales
Ap = Ancho de las patas
P = Patas
3.11 FALLAS MÁS COMUNES EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
De acuerdo a las hipótesis evaluadas y la acción de las cargas se ve como la torre
de energía puede fallar por volcamiento en función de estas cargas, ocasionando
que dos patas de la estructuras estén trabajando a flexocompresión y las otras dos
estén trabajando a tensión.
Las torres de energía pueden fallar por: “consideraciones incorrectas en el diseño,
escasos detalles, defectos de materiales, errores de fabricación, forzado en la
colocación de elementos durante la construcción, diferentes grados de atornillado,
100
entre otros”39. Las fallas estructurales que se presentan en las torres de energía
son:
1) Falla de elementos sin desplome de la estructura
2) Falla de elementos con total desplome de la estructura
Habitualmente las fallas en las torres de energía de trasmisión se dan en la base de
la torre, precisamente en el punto donde se une la cimentación y el cuerpo principal
de la torre, para que este nudo se rígido en conjunto con la cimentación deberá
prestarse atención al tipo de suelo donde se cimentara, al grado de compactación
en el proceso de relleno y a la profundidad de empotramiento 40
FALLA EN LA CIMENTACIÓN
Se presentan por compresión y flexocompresión de los elementos verticales
de la pata de gallo. Otro tipo de falla, que se presenta con frecuencia, es por
tensión debido a la escasa profundidad de empotramiento y compactación
deficiente del relleno sobre el cimiento.
FALLA POR CAPACIDAD DE ELEMENTOS ESTRUCTURALES.
Este tipo de daños se deben principalmente a cambios focalizados, como
flujo turbulento del viento, cambio de relación de solidez o falta de rigidez y
principalmente por velocidades de viento superiores a las de diseño.
39 ARAGÓN Indira Inzunza. CÁLCULO DEL RIESGO EÓLICO EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA. Sociedad mexicana de Ingeniería Civil. [consultado 03 de mayo 2019]. Disponible en Internet: http://www.smie.org.mx/SMIE_Articulos/co/co_18/te_05/ar_06.pdf.
40 BAHENA A. Análisis no lineal de torres de transmisión. Tesis de maestría. UNAM, 1996.
101
FALLA POR RUPTURA DE CABLES
Ya sea conductor o de guarda, las diagonales debajo de la cruceta donde se
soportan dichos elementos se sobreesfuerzan y generan el colapso del panel
en el que se localizan.
a) Falla por mala diagonalización. Muchas torres de transmisión han
fallado debido que poseen una estructuración de diagonales en
forma de “K” o “X”
b) o no poseen un patrón completamente triangular. Esto ocasiona
inestabilidad geométrica e insuficiente arriostramiento del
elemento principal ocasionando fallas prematuras 41
FALLA DE ELEMENTOS SIN DESPLOME DE LA ESTRUCTURA:
1) Dos elementos secundarios sobreesforzados en uno o dos lados del
panel.
2) Sobreesfuerzo de uno o dos montantes en uno de los lados de los
paneles inferiores o en uno de los lados de dos paneles antes o
después del panel de las crucetas.
3) Sobreesfuerzo de una sección o de toda la longitud de una o dos
piernas en algún panel 42
41 ARAGÓN Indira Inzunza. CÁLCULO DEL RIESGO EÓLICO EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA. Sociedad mexicana de Ingeniería Civil. [consultado 03 de mayo 2019]. Disponible en Internet: http://www.smie.org.mx/SMIE_Articulos/co/co_18/te_05/ar_06.pdf.
42 ARAGÓN Indira Inzunza. CÁLCULO DEL RIESGO EÓLICO EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA. Sociedad mexicana de Ingeniería Civil. [consultado 03 de mayo 2019]. Disponible en Internet: http://www.smie.org.mx/SMIE_Articulos/co/co_18/te_05/ar_06.pdf.
102
FALLA DE ELEMENTOS CON DESPLOME TOTAL DE LA ESTRUCTURA:
1) Fallan todos los elementos secundarios en dos o más lados de dos
paneles consecutivos.
2) Fallan las cuatro piernas de dos paneles consecutivos.
3) Fallan todos los elementos secundarios del panel inferior a la
cruceta en dos o más lados del panel.
4) Fallan dos piernas y los elementos secundarios entre ellas y
elementos secundarios en la parte lateral del panel.
5) Falla cualquiera de las vigas en las crucetas.
6) Fallan todos los elementos de dos o más paneles consecutivos.
7) Fallan hasta tres piernas y hasta dos diagonales entre ellas o en el
mismo panel en 3 paneles consecutivos
8) Fallan las columnas y hasta dos montantes de un panel43
43 ARAGÓN Indira Inzunza. CÁLCULO DEL RIESGO EÓLICO EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA. Sociedad mexicana de Ingeniería Civil. [consultado 03 de mayo 2019]. Disponible en Internet: http://www.smie.org.mx/SMIE_Articulos/co/co_18/te_05/ar_06.pdf.
103
Ilustración 20. Falla por volcamiento en la base de la estructura originada por la
acción de cargas transversales.
Fuente: EMSA. Diseño línea de transmisión a 115 kv entre las subestaciones Ocoa y Guamal. [En línea].
Ilustración 21. Falla por volcamiento en el cuerpo de la estructura por el
desbalance de cargas.
Fuente: EMSA. Diseño línea de transmisión a 115 kv entre las subestaciones Ocoa y Guamal. [En línea].
104
Ilustración 22. Falla en la estructura con desplome de los elementos
independientes por desbalance longitudinal de los cables.
Fuente: EMSA. Diseño línea de transmisión a 115 kv entre las subestaciones Ocoa y Guamal. [En línea].
Ilustración 23. Falla en la estructura con desplome de los elementos
independientes por desbalance longitudinal de los cables de guarda
Fuente: EMSA. Diseño línea de transmisión a 115 kv entre las subestaciones Ocoa y Guamal. [En línea].
105
Ilustración 24. Falla en elementos independientes durante el montaje.
Fuente: EMSA. Diseño línea de transmisión a 115 kv entre las subestaciones Ocoa y Guamal. [En línea].
Ilustración 25. Falla en las conexiones durante el montaje.
Fuente: EMSA. Diseño línea de transmisión a 115 kv entre las subestaciones Ocoa y Guamal. [En línea].
106
4. RECOMENDACIONES
Debe incluirse dentro de la guía de diseño un análisis adicional que detalle las
cargas de montaje y mantenimiento en las torres de transmisión para considerar
estas hipótesis adicionales a las combinaciones de carga presentadas.
Para complementar la presente propuesta de guía básica de diseño es necesario
establecer parámetros que permitían abordar el diseño de la estructura en celosía
así como el cálculo de cimentaciones para torres de transmisión y en general
proyectos de esta índole.
Es imprescindible la comparación de la presente propuesta de guía de diseño con
normativas reconocidas internacionalmente y por otros países del hemisferio, de tal
manera que se evalúen los conceptos planteados y se complementados con otros
encontrados.
107
5. CONCLUSIONES
- Los diseños existentes actualmente para Colombia realizados bajo los
lineamientos de diseño del Libro de Normalización de Estructuras Metálicas Para
Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989 están
basados en la norma IEC-60826. International standard. Overhead transmission
lines – Design criteria. 2017. Fourth edition. 2017-02. y el ASCE American Society
of Civil Engineers, ASCE 74 Guidelines for Electrical Transmission Line Structural
Loading, Third Edition. 2009, lo que permite validar la información existente con
normas actualizadas.
- Adicionalmente a los parámetros de diseño establecidos en el libro de
normalización de estructuras de Isa, no es suficiente considerar un código
eléctrico que limita el diseño civil en las hipótesis de carga relacionadas al excluir
las de montaje y mantenimiento, siendo clara la falta de un proceso estandarizado
para el cálculo de cargas que evite la pluralización de conceptos. por tanto el
presente documento expone lineamientos teóricos que fundamentan el diseño de
líneas y torres para transmisión de energía.
- Con base a los requisitos se estipula una guía que contempla combinaciones
automáticas de carga que simplifican los cálculos y optimizan el prediseño de
torres de energía reduciendo de esta manera el tiempo de cálculo hasta en un
50% al operar adecuadamente la hoja y teniendo los datos de entrada necesarios,
lo que convierte al producto entregado en un valioso proyecto para la comunidad
interesada en diseños de esta indole.
- Parte de la propuesta de guía básica de diseño es una descripción detallada de
cada proceso realizado por las hojas de cálculo entregadas, una vez se haya
108
dedicado el tiempo suficiente al estudio de dicha guía se podrá hacer uso eficiente
de las hojas simplificando el cálculo de las estructuras con el empleo de 5 torres
de transmisión en celosía, se incluyen 4 diferentes categorías de exposición de
terreno..
- Se estableció que la acción de las cargas que afectan las torres de transmisión
son ocasionadas por las condiciones climáticas y principalmente por el efecto del
viento en los cables y la estructura como tal, de allí la importancia de una
definición adecuada de condiciones iniciales y la categoría de exposición, para
establecer un adecuado análisis estático y cálculo de reacciones a cada torre de
energía.
- Las fallas en las torres de energía son ocasionadas por la acción de las cargas
transversales y longitudinales en la parte superior de la estructura, estas afectan
la base de la misma ocasionando el volcamiento y falla del sistema, de allí el
cálculo de reacciones necesarias para evitar dicha acción.
- Dada la importancia y el impacto que tienen los proyectos de líneas de transmisión
de energía se hace importante la instrucción de parámetros básicos de diseño a
ingenieros civiles en proceso de formación ya que el análisis estático de las cargas
y demás metodologías de diseño expuestas permiten identificar la importancia de
dichos cálculos y la poca información de referencia en el país.
109
6. BIBLIOGRAFÍA
ÁLVAREZ EGOAVIL Deysi Rosi. Diseño De cimientos a base de zapatas aisladas para torres de transmisión eléctrica aplicado en el proyecto Condorcocha – Tarma – Junin.
AMERICAN INSTITUTE OF STEEL CONSTRUCTION. 15th ed. Steel Construction Manual Available. [On Line]. Available in: https://www.aisc.org/pressreleases/ press-releases/15th-edition-aisc-steel-construction-manual-now-available/#.XEe4eFxKjIU. [referenced at january 21, de 2019]. ASCE American Society of Civil Engineers, ASCE 74 Guidelines for Electrical Transmission Line Structural Loading, Third Edition. 2009.
ARAGÓN Indira Inzunza. CÁLCULO DEL RIESGO EÓLICO EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA. Sociedad mexicana de Ingeniería Civil. [citado 03 de mayo de 2019]. Disponible en Internet: http://www.smie.org.mx/SMIE_ Articulos/co/co_18/te_05/ar_06.pdf.
BAHENA A. Análisis no lineal de torres de transmisión. Tesis de maestría. UNAM, 1996.
CODENSA. LA010-1 Utilización postes y templetes para red aérea aisladas de media tensión. [En línea]. Disponible en: http://likinormas.micodensa.com/Norma /lineas_aereas_urbanas_distribución/generalidades/la0101_utilizacion_postes_templetes_redes_aereas_aisladas. [citado 20 de abril de 2018].
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Historia de Colombia. [Enlínea].Disponibleen:http://www.creg.gov.co/index.php/es/sectores/energia/historia-energia. [citado 20 de diciembre de 2018].
ENEL Codensa. Flechas y cargas para tendido de red aérea aislada de media tensión, Norma Técnica. [En línea]. Disponible en: https://likinormas.micodensa.com/Norma/lineas_aereas _ur banas_distribucion/generalidades/la017_flechas_cargas_tendido_cable_aereo_aislado. [citado 27 de marzo de 2019].
110
HERNÁNDEZ ROSAS, Alma Nancy; Morales Padilla, Fabián. Diseño de torres de transmisión eléctrica. Instituto Politécnico Nacional - México. 2005. [citado 11 de noviembre de 2018]. Disponible en Internet: https://tesis.ipn.mx/ jspui/bitstream/123456789/4845/1/300_DISENO%20DE%20TORRES%20DE%20TRANSMISION%20ELECTRICA.pdf.
IEC-60826. International standard. Overhead transmission lines – Design criteria. 2017. Fourth edition. 2017-02.
IEEE. Guide for Safety in AC Substation Grounding. [On Line]. Available in: http://www.dee.ufrj.br/~acsl/grad/equipamentos/IEEE-std80.pdf. [referenced at january 21, de 2019].
IEEE STANDARS ASSOCIATION. The National Electrical Safety Code. [On Line]. Available in: https://standards.ieee.org/products-services/nesc/index.html. [referenced at january 21, de 2019].
INSTITUTO DE HIDROLOGÍA, METEOROLOGÍA Y ESTUDIOS AMBIENTALES. Glosario. [En línea]. Disponible en: http://www.ideam.gov.co/web/atencion-y-participacion-ciudadana/glosario. [citado 23 de abril de 2018].
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Procedimientos técnicos para el tendido y tensado de líneas de transmisión de alto voltaje, Pág. 17. [En línea]. Disponible en: https://es.scribd.com/doc/291810257/ PROCEDIMIENTOS-TECNICOS-PARA-EL-TENDIDO-Y-TENSADO-DE-CONDUCTORES-PARALI NEAS-DE-TRANSMISIÓN-pdf [citado 27 de marzo de 2019].
ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de Estructuras Metálicas Para Líneas de Transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera Edición, 1989.
MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL. Decreto número 2372 del 01 de julio de 2010. [En línea]. Disponible en: http://www.minambiente.gov.co/images/normativa /decretos/2010/dec_2372_2010.pdf. [citado 20 de abril de 2018].
111
MINISTERIO DE INTERIOR. RESGUARDO INDÍGENA. [En línea]. Disponible en: https://www.mininterior.gov. co/content/ resguardo-indígena. [citado 20 de abril de 2018].
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Anexo General Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, 1 Edición, Colombia, 2013.
NAVA BUSTILLO Gustavo Adolfo. Cálculo mecánico de las líneas de transmisión. [En línea]. Disponible en: https://es.scribd.com/document/319370338/Cálculo-Mecanico-de-Líneas-de-Transmisión-1-2. [citado 20 de abril de 2019].
REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE). RESOLUCIÓN NO. 9 0708 de AGOSTO 30 de 2013. [En línea]. https://www.minminas.gov.co /documents/10180/712360/ Anexo+General+del+RE TIE+2013.pdf. [citado 24 de marzo de 2019].
REVISTA SEMANA. Se encendió el bombillo. [En línea]. Disponible en: https://www.semana.com/100-empresas/articulo/historia-del-sector-energetico-en-colombia/427321-3. [citado 20 de diciembre de 2018].
ROMERO HERRERA, Juan Pablo. Guía práctica para el diseño y proyecto de líneas de transmisión de alta tensión en chile. Universidad de chile. abril 2010. [citado 10 de septiembre 2018]. Disponible en Internet: http://repositorio. uchile.cl/ tesis/uchile/2010/cf-romero_jh/pdfAmont/cf-romero_jh.pdf.
SECTOR ELECTRICIDAD. Introducción a las líneas de transmisión eléctrica. [En línea]. Disponible en: http://www.sectorelectricidad.com/12443/introduccion-a-las-lineas-de-transmision-de-energia-electrica/. [citado 20 de diciembre de 2018].
112
7. ANEXO
113
ANEXO 1. INFORMACIÓN DE REFERENCIA NORMALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS METÁLICAS PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A
230KV DOBLE CIRCUITO
SILUETA PARA TORRES (A,AA) SILUETA PARA TORRES (B,C,D)
Fuente: ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de estructuras metálicas para líneas de
transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera edición, 1989. Pag. 187-191
PESOS DE REFERENCIA PARA LAS ESTRUCTURAS
Fuente: ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de estructuras metálicas para líneas de
transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera edición, 1989. Pag. 184
ARBOLES DE CARGA DE REFERENCIA PARA LAS ESTRUCTURAS
(HIPOTESIS NORMAL)
Fuente: ISA Interconexión Eléctrica S.A, Normalización de estructuras metálicas para líneas de
transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera edición, 1989. Pag. 195-203.
ARBOL DE CARGA TORRE A ARBOL DE CARGA TORRE AA ARBOL DE CARGA TORRE B
ARBOL DE CARGA TORRE C ARBOL DE CARGA TORRE D
105
ANEXO 2. APLICACIÓN DE LA PROPUESTA DE MANUAL PARA EL ANÁLISIS Y DISEÑO CIVIL EN UNA LINEA DE TRANSMISIÓN
1
TABLA DE CONTENIDO GUÍA DE DISEÑO
1. DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN………………………………………………………………………. 2
2. SELECCIÓN DE LA RUTA……………………………………………...…….... 6
3. DATOS DE ENTRADA PARA LA HOJA DE FLECHAS Y TENSIONES…... 8
4. DATOS DE ENTRADA PARA LA HOJA DE ÁRBOLES DE CARGA Y REACCIONE REACCIONES…………………………………………………………… 9
5. DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS METEOROLÓGICOS…………… 11
6. SELECCIÓN DEL CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA ………………... 12
7. SELECCIÓN DEL CONJUNTO ESTRUCTURAL ESTÁNDAR ……...…… 13
8. CÁLCULO DE LAS FLECHAS Y TENSIONES…… ……………..………… 13
9. DETERMINACIÓN DE CARGAS EN EL SISTEMA ……………………….. 16
10. CÁLCULO DE ÁRBOLES DE CARGA EN LAS ESTRUCTURAS ………. 18
11. ESTIMACIÓN DEL PESO DE LA ESTRUCTURAS……………………….. 21
12. CÁLCULO DE REACCIONES EN LA BASE……………………………….. 22
NOTA FINAL………………………………………………………...…………………. 23
2
APLICACIÓN DE LA PROPUESTA DE MANUAL DE ANÁLISIS Y DISEÑO CIVIL
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN EN COLOMBIA
Con la intención de realizar un aporte al diseñador, a continuación se presenta un
ejemplo práctico con el cual se explica el uso de las hojas de cálculo de la guía
propuesta una vez planteados los lineamientos teóricos y normativos en el marco
teórico, motivando al lector de manera constante a consultar el mismo durante el
proceso de diseño:
1. DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
A continuación se da claridad al diagrama de flujo presentado en el capítulo
DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE
ENERGÍA, haciendo seguimiento a cada paso para así identificar el tipo de proyecto
de transmisión que se va a plantear:
3
.
1- ¿PROYECTO DE TRANSMISIÓN EXISTENTE?
Dado que nuestro proyecto no existe y es un caso didáctico, vamos a suponer la
conexión de dos subestaciones que se encuentren dentro del mapa de la UPME el
cual puede ser consultado en el capítulo ANTECEDENTES.
Se identificó la posibilidad conectar dos subestaciones pertenecientes al sistema
interconectado de la UPME entre los departamentos de Córdoba y Sucre, dado que
dichas subestaciones se encuentran energizadas a 230kV según la información
encontrada, se asume que este será el voltaje de la Línea.
2- BÚSQUEDA DE INFORMACIÓN PRELIMINAR
Definimos para nuestro proyecto un voltaje de 230kV, por lo cual usaremos las estructuras diseñadas en el libro de normalización de estructuras metálicas para líneas de transmisión a 230 kV Doble Circuito. Primera edición, 1989 de ISA Interconexión Eléctrica S.A, las cuales pueden ser consultadas en el ANEXO 1. INFORMACIÓN DE REFERENCIA NORMALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS METÁLICAS PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 230KV DOBLE CIRCUITO, adicional esto es necesario la recolección de zonas especiales de conservación o similares, para esta consulta se descargó la información de restricciones ambientales encontradas en la normativa descrita en el capítulo SELECCIÓN DE RUTA Y DISTANCIAS DE SEGURIDAD.
1 2
4
3- ZONAS DE RESTRICCIÓN
Suponiendo que el proyecto a diseñar contara con condiciones reales, el trazo de las alternativas de ruta se vería considerablemente condicionado por las restricciones ambientales que puedan presentarse, convirtiéndose este en un ítem representativo para el diseño.
4- SELECCIÓN RUTA OPTIMA
Una vez se cuente con distintas alternativas que permitan conectar las subestaciones, se debe elegir la más económica, de mejor acceso o con mejores condiciones sociales. Para nuestro caso particular bastara con realizar el trazo de una ruta que se aleje lo suficiente de las construcciones y no interfiera el tránsito de vías.
5- GESTIÓN PREDIAL
Suponiendo que el proyecto a diseñar fuera real, una vez se cuente con la mejor alternativa de ruta se debe proceder a realizar las gestiones prediales que tengan lugar para desarrollar el proyecto de manera óptima.
41
3
5
5
6- PARÁMETROS METEOROLÓGICOS
Una vez se cuente con el área de afectación del proyecto se debe proceder a identificar los parámetros meteorológicos que intervienen en el diseño según lo expuesto en el capítulo PARÁMETROS METEOROLÓGICOS, para ello se debe tomar información de estaciones climatológicas. En nuestro caso bastara con cotejar parámetros contenidos en mapas de isotermas y velocidad de vientos del IDEAM.
7- DETERMINACIÓN DE CARGAS
La determinación de cargas en el proyecto de transmisión es de fundamental aplicación para el diseño de todos los componentes de la línea, para ello es necesario como parámetros de entrada las medidas climatológicas identificadas y las características físico mecánicas de los cables, obtenidas de catálogos de fabricantes para nuestro caso particular. Las cargas se calculan de acuerdo a la filosofía de diseño expuesta en el capítulo CÁLCULO DE CARGAS EN LAS ESTRUCTURAS.
8- USO DE TORRES EXISTENTES
Dado que el diseño de torres de transmisión requiere de experiencia por el impacto de los proyectos que constituyen, el uso de estructuras existentes de base es típicamente usado por los diseñadores, sin embargo los diseños son ajustados posterior a las determinaciones iniciales para optimizar el uso de las torres. En nuestro caso haremos uso de estructuras existentes y determinaremos un peso
6
7
8
6
aproximado que optimice las mismas de acuerdo a las cargas de nuestro ejercicio según lo expuesto en el capítulo ESTIMACIÓN DEL PESO DE LAS ESTRUCTURAS.
9- ESTRUCTURAS MAS LIVIANAS A LAS DE REFERENCIA
Si las cargas del proyecto de transmisión que se está diseñando son menores a las utilizadas en las estructuras de referencia, entonces esto quiere decir que al rediseñar las estructuras se supondrán con un menor peso, adicionalmente y dado que las cargas son menores, se puede avalar el uso del mismo diseño de torres.
10- ESTRUCTURAS MAS PESADAS A LAS DE REFERENCIA
Caso contrario al anterior, al suceder que las cargas del proyecto diseñado superen las utilizadas en las estructuras de referencia, entonces no será posible la utilización de dichas estructuras y su rediseño será necesario para dar continuidad al proyecto.
9 10
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1
7
11- DISEÑO DE FAMILIA DE ESTRUCTURAS
Una vez se hayan determinado las cargas en el sistema es necesario diseñar las estructuras que van a soportar las mismas, para ello se debe tener en cuenta las normativas expuestas en el capítulo NORMAS INTERNACIONALES APLICABLES AL DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA. En nuestro ejercicio no diseñaremos la estructura, sin embargo e realizar una suposición de peso de la misma según lo expuesto en el capitulo ESTIMACIÓN DEL PESO DE LAS ESTRUCTURAS.
12- EXPLORACIÓN DE RUTA Y REPLANTEOS
La exploración de la ruta y replanteo de estructuras es necesario para identificar las condiciones con que se contara en campo al momento de la construcción de las torres, de igual forma será relevante la identificación de parámetros geotécnicos y topográficos de referencia.
13- CÁLCULO DE REACCIONES Y CIMENTACIONES
Finalizando el cálculo inicial y el alcance de la presente guía de diseño, se deben determinar las reacciones en la base requeridas para que la estructura soporte las cargas impuestas, para ello se deberá tener en cuenta la acción de las mismas en cada fase, así como la geometría de la estructura.
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2. SELECCIÓN DE LA RUTA
Para este ejercicio se seleccionó una zona con terreno homogéneo, con pocas
fluctuaciones topográficas procurando así mantener unos criterios de diseño
generales para toda la línea, se identificó la posibilidad conectar dos subestaciones
pertenecientes al sistema interconectado de la UPME entre los departamentos de
Córdoba y Sucre, dado que dichas subestaciones se encuentran energizadas a
230kV según la información encontrada, se asume que este será el voltaje de la
Línea.
Según el Artículo 22.2 del RETIE, la zona de servidumbre para líneas de 230 kV
(2 circuitos) debe tener un ancho mínimo de 32 metros, 16 metros a lado y lado del
eje de la línea de transmisión.
Los criterios tenidos en cuenta para la selección de ruta, así como las distancias de
seguridad se basan en lo expuesto en el capítulo 3.1 SELECCIÓN DE RUTA Y
DISTANCIAS DE SEGURIDAD, a continuación se muestran los valores tomados
para las distancias de seguridad dado el voltaje de la línea:
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Distancias de seguridad vertical para LT 230 kV (Tabla 13.2 RETIE)
Descripción Dist. (m)
Distancia al suelo, bosques, arbustos, áreas cultivadas, pastos, huertos, etc. Siempre que se tenga el control de la altura máxima que pueden alcanzar las copas de los arbustos o huertos, localizados en la zonas de servidumbre.
6.8
Cruces con carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, aéreas sujetas a tráfico vehicular.
8.5
Bosques y huertos donde se dificulte controlar la altura de los mismos, uso de maquinaria agrícola de gran altura o en cruces de ferrocarriles sin electrificar.
9.3
Ríos, canales Navegables o flotantes adecuados para embarcaciones con altura superior a 2 m y menor de 7 m.
11.3
Ríos, canales Navegables o flotantes no adecuados para embarcaciones con altura mayor a 2 m.
6.3
Distancias de seguridad en cruces con otras líneas de transmisión
Descripción Dist. (m)
Líneas eléctricas a 500 kV 7.1
Líneas eléctricas a 230 kV 3.6
Líneas eléctricas a 115 kV 2.9
Líneas eléctricas de 66 kV 2.6
Líneas eléctricas de 0 a 44 kV 2.4
3. PRESENTACIÓN DE LIBRO DE CÁLCULO PROPUESTAS PARA LA GUÍA DE DISEÑO
La presente guía detalla es el complemento de dos libros de Excel los cuales contienen hojas de cálculo detallado que permiten identificar adecuadamente las cargas consideradas en la torre de energía:
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4. DATOS DE ENTRADA PARA LA HOJA DE FLECHAS Y TENSIONES
Una vez determinadas las condiciones limitantes de nuestro diseño, debemos
identificar los parámetros necesarios para llevar a cabo las respectivas
deducciones: como podrá evidenciarse a lo largo del presente anexo, al igual que
en las hojas de cálculo a la que hace referencia, los datos de entrada para cada
hoja se marcan en color azul y fondo amarillo claro, el resto de las celdas se
encuentra programadas adecuadamente:
Valores extraídos de Mapas de Isotermas y velocidades de viento.
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5. DATOS DE ENTRADA PARA LA HOJA DE ÁRBOLES DE CARGA Y REACCIONES
Para en uso de esta hoja es necesario el ingreso de los mismos parámetros
meteorológicos y de referencia a los cables utilizados, adicionalmente a esto
se deben incluir datos referentes a las estructuras, a continuación se
especifica el origen de los datos diligenciados:
Valores extraídos de Catálogos de Fabricante.
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Los puntos definen que uso queremos dar a cada torre y los escogemos de acuerdo a la necesidad del proyecto.
Consiste en la suma de cargas representadas en los árboles de la estructura de referencia (VER ANEXO 1).
Consiste en los pesos de referencia de cada estructura tomada de base (VER ANEXO 1).
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6. DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS METEOROLÓGICOS
Se debe seleccionar estaciones climatológicas totales para las lecturas de
temperaturas en el área de afectación; dado que algunas de estas estaciones no
registran datos completos de viento, es necesario corroborar la información
obtenida con el mapa de vientos contenido en la NSR-10. Una vez se cuenta con
los datos de las estaciones climatológicas es necesario realizar una distribución
Al igual que los datos anteriores, estos dependen de cada estructura tomada de base (VER ANEXO 1).
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normal de Gumbel, para determinar el dato deseado con un periodo de retorno
adecuado.
7. SELECCIÓN DEL CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA
Para realizar la selección del conductor de fase de la línea así como los cables de
guarda se debe tener en cuenta diferentes parámetros eléctricos que no
corresponden al alcance de este proyecto, por tal razón se ha tomado como
referencia características mercancías correspondientes a catálogos de fabricantes
con amplia experiencia en el mercado como lo son CENTELSA Y PROCABLES,
para el presente ejercicio se tienen los siguientes cables:
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8. SELECCIÓN DEL CONJUNTO ESTRUCTURAL ESTÁNDAR
El conjunto de estructuras que será utilizado en el presente planteamiento
corresponde a las estructuras normalizadas para doble circuito a 230kV de ISA, la
información referida a dichas estructuras puede ser consultada en el ANEXO 1
INFORMACIÓN DE REFERENCIA ESTRUCTURAS NORMALIZACIÓN DE
ESTRUCTURAS METÁLICAS PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 230 KV DOBLE
CIRCUITO, el grupo de estructuras se compone de la siguiente manera:
Tipo Utilización
A Suspensiones livianas
AA Suspensiones pesadas
B Retenciones livianas
C Retenciones intermedias
D Retenciones fuertes
9. CÁLCULO DE LAS FLECHAS Y TENSIONES
Con la teoría explicada en el capítulo 3.4 CÁLCULOS ELECTROMECÁNICOS EN
PROYECTOS DE TRANSMISIÓN, se calculan las flechas y tensiones para el
conductor y cable de guarda para vanos reguladores seleccionados para el análisis
de las diferentes hipótesis; en este proceso se hace uso de la ecuación de cambio
de estado.
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Se debe ingresar en el programa de <<FLECHAS.xlsx>> en la pestaña [Datos] la
información referente a los parámetros meteorológicos determinados:
Una vez se cuente con los parámetros meteorólogos es necesario identificar las
características fisicomecácnicas del cable que se va a analizar, de igual forma la
altura de fijación del cable la cual varía entre el cable conductor y el de guarda dada
la altura en que es ubicado cada uno en la estructura:
De acuerdo a la categoría de exposición, se definen las constantes usadas para calcular los factores de corrección.
Valores extraídos de catálogos de fabricantes.
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Seguidamente, se pueden identificar los diferentes casos de tensionado definidos
en el capítulo 3.4.2 CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE FLECHAS Y
TENSIONES EN CABLES, el lenguaje de programación definido para la hoja
contempla estos valores como constantes y solo se actualiza el valor de la tensión
en función de las propiedades mecánicas, este puede ser consultado en el ANEXO
3. LENGUAJE DE PROGRAMACIÓN PARA LIBRO DE FLECHAS Y TENSIONES
EN CABLES.
Los valores de tensión son resumidos en la pestaña [FyT] e interpretados a través
de una gráfica que permite identificar la tensión correspondiente a cada vano:
Cada condición de tensión se comporta de manera diferente como puede evidenciarse en
la grafica
A partir de un vano determinado las tensiones se comportan de manera
constante.
Los valores de tensión para vanos múltiplos de 100 son llevados al libro <<ÁRBOLES_DE_CARGA.xlsx>>
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10. DETERMINACIÓN DE CARGAS EN EL SISTEMA
Para la determinación de cargas en el sistema se debe considerar las transversales
originadas por el cambio de dirección de la línea y el impacto del viento en los
cables; la longitudinal originada en el desbalance de tensiones y las cargas
verticales originadas por el peso propio del cable y sus accesorios.
Se debe ingresar en el programa de <<ÁRBOLES_DE_CARGA.xlsx>> y en la
pestaña [Datos] debe ingresarse la información obtenida de tensionado para los
cables del sistema:
Se pasa a la pestaña [CÁLCULOS], allí debe ingresarse la información referente a
los parámetros meteorológicos así como las características mecánicas de los cables
y distancias de referencia para el cálculo:
0
Solamente debe ingresarse los datos en el recuadro indicado para cada cable.
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De acuerdo a la categoría de exposición los factores de corrección varían y por ende el
cálculo de cargas.
Se debe usar los mismos parámetros meteorológicos utilizados en el programa <<FLECHAS.xlsx>>
Estos valores son puestos según medidas encontradas en catálogos sin embargo pueden ser modificadas según la necesidad del proyecto.
Las estructuras que se tomaran como referencia corresponden al libro de normalización de estructuras de ISA, y la altura de referencia será la mayor de todo el juego de torres.
Los factores de corrección mostrados se aplican en el cálculo de las fuerzas, pueden ser consultados ampliamente en el capítulo 3.6.1 CARGA TRANSVERSAL DEBIDO AL VIENTO
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Los puntos de diseño de las diferentes estructuras, se obtienen basados en
proyectos existentes, que pudieran servir de guía para realizar una propuesta
acertada.
11. CÁLCULO DE ÁRBOLES DE CARGA EN LAS ESTRUCTURAS
Los árboles de carga representan la acción de las fuerzas determinadas en cada
fase y cables de guarda, esta diferentes cargas a las que se verán sometidas las
estructuras, en condiciones normal y excepcional (Rotura de conductores y/o cables
de guarda), que para nuestro caso se calcularán para dos sub conductores por fase
y para cada una de las hipótesis de carga, en los puntos de diseño y aplicable a los
vanos reguladores establecidos.
Se toman los valores de tensión registrados en la pestaña [TENSIONES_CABLES] para el vano regulador atrás o adelante definido.
Los factores de corrección mostrados se aplican en el cálculo de las fuerzas, pueden ser consultados ampliamente en el capítulo 3.6.1 CARGA TRANSVERSAL
DEBIDO AL VIENTO.
Se definen los valores con los que deseamos trabajar en las torres, estos valores se toman basados en proyectos existentes o de acuerdo a la necesidad del proyecto.
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Capítulo 3.6.1 CARGA TRANSVERSAL DEBIDO AL VIENTO.
Capítulo 3.6.2 CARGA TRANSVERSAL DE VIENTO OBLICUO A 45°.
Capítulo 3.6.3 CARGA TRANSVERSAL DEBIDO AL ÁNGULO DE DEFLEXIÓN. Para la carga vertical se considera la suposición de vano peso negativo y positivo de acuerdo a lo mostrado en los capítulos 3.4.2 VANO PESO y 3.6.5 CARGA VERTICAL. Capítulo 3.6.4 CARGA LONGITUDINAL DEBIDA AL ÁNGULO DE
DEFLEXIÓN.
Para el cálculo de cargas en los otros cables se toman las propiedades de cables y altura de aplicación correspondiente, por lo demás el cálculo es igual al presentado en los capítulos referidos.
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Los porcentajes de carga tomados para los cables rotos se pueden consultar en los capítulos 3.5.1.1 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN y
3.5.1.1 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN
Los factores definidos en el capítulo 3.7 FACTORES DE SEGURIDAD, se aplican para ambas hipótesis.
Los valores de cargas mayoradas son representadas para cada condición planteada en las hipótesis de carga.
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12. ESTIMACIÓN DEL PESO DE LA ESTRUCTURAS
Una vez se cuente con la información referente a la geometría y caras de diseño de
las estructuras tomadas de base, se calculan las constantes de calibración
contenidas en el capítulo 3.9.1 FÓRMULA BPA que se usaran para recalcular los
pesos estimados en base a los árboles de carga con los que se cuente actualmente.
La sumatoria de fuerzas en la torre corresponde a las cargas de la hipótesis normal en todas las fases, por otro lado los pesos corresponde a lo mostrado en el anexo tal
en donde se muestran las estructuras referenciadas
Valores tomados de la silueta de la torre
Los valores de cargas y factores de seguridad son tomados de la condición normal de la pestaña [CÁLCULOS].
Las fuerzas son computadas de tal manera que se tome la sumatoria en condición normal para todas las fases.
El cálculo del peso de la estructura se realiza según la metodología del BPA descrita en el 3.9 ESTIMACIÓN DEL PESO DE LAS ESTRUCTURAS
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13. CÁLCULO DE REACCIONES EN LA BASE
Una vez se cuente con los árboles de carga definidos para cada estructura es
necesario identificar la acción de estas cargas respecto a la base la misma, toda
vez que las fuerzas trasversales y longitudinales aplicadas generan un desbalance
en los apoyos según como se describió en el capítulo 3.10 CÁLCULO DE
REACCIONES, de tal manera que la mitad de estos trabajan en arrancamiento o
tensión y los otros dos en condición de volteo o compresión.
Una vez establecido esto es necesario calcular el momento generado por cada una
de las cargas en función de la altura de la fase o de fijación para identificar la
reacción que cada apoyo requiere para contrarrestar dicha acción.
Se debe ingresar a la pestaña [REACCIONES_T()], y diligenciar los datos
correspondientes a la geometría de la estructura, dado que el libro se encuentra
anidado entre pestañas, no es necesario incluir más datos para realizar el cálculo
de la reacción y se seleccionan las condiciones más críticas.
Los valores corresponden a las medidas de las torres tomadas como referencia y que se pueden encontrar en el anexo tal.
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NOTA FINAL: Los resultados completos de la aplicación de la guía de diseño expuesta y la teoría recogida pueden ser corroborados en la aplicación de las hojas de cálculo y el ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..
Los valores de cargas son tomados de la hoja [CÁLCULOS] y representan cada una de las condiciones planteadas en las hipótesis. Se calcula el momento generado respecto a la altura de
cada fase por las cargas transversales y longitudinales respectivamente.
Se calcula la fuerza de viento generada en la parte superior e inferior de la torre de acuerdo a las medidas colocadas.
Se asume una proporción del peso determinado en 30% para la cabeza y 70% para el cuerpo de la estructura.
El cálculo de las reacciones y las suposiciones asumidas pueden ser consultados ampliamente en el capítulo 3.11 CÁLCULO DE
REACCIONES.
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ANEXO 3. LENGUAJE DE PROGRAMACIÓN PARA LIBRO DE FLECHAS Y TENSIONES EN CABLES
A continuación se muestra el lenguaje de programación utilizado en el programa de
flechas y tensiones utilizado en la presente guía de diseño, el sustento teórico de lo
expuesto aquí puede ser consultado en el capítulo 3.4.2 CRITERIOS PARA EL
CÁLCULO DE FLECHAS Y TENSIONES EN CABLES, el lenguaje de programación
definido para la hoja contempla estos valores como constantes y solo se actualiza
el valor de la tensión en función de las propiedades mecánicas, una vez dado click
en [CÁLCULO], las flechas del cable para cada vano se actualiza así como el nivel
de tensión según lo descrito en el capítulo 3.4.2.1 PROGRAMA DE TENSIONADO
EN LOS CABLES:
El anterior código se realiza para crear la función del seno hiperbólico necesario en la ecuación de cambio de estado.
La hoja contiene vanos hasta 1000 metros pero pueden incluirse más valores de ser necesario.
“Limit!”---> muestra la condición en la cual la flecha seria mayor.
CLICK!!
El anterior código se realiza para crear la función de coseno hiperbólico necesario en la ecuación de cambio de estado.
El anterior código se realiza para crear la función correspondiente a la ecuación del cambio de estado.
El anterior código se realiza para crear función correspondiente a la derivada de la ecuación del cambio de estado, es necesaria para poder obtener los valores de “Th2” por medio del método numérico de Newton Raphson.
El anterior código se realiza para crear la función correspondiente al método numérico de Newton Raphson. Se definió un valor máximo de 1000 iteraciones, el bucle “Do” se ejecutará hasta que: el Th2ini variable calculada en cada iteración tenga una diferencia menor o
igual a 0.05 respecto a la anterior iteración; o hasta que llegue al límite máximo de 1000 iteraciones establecido.
Esta variable es 50 para indicar que en la hoja de Excel las condiciones limitantes inician en la fila número 50
Bucle que identifica cuantas condiciones limitantes hay. La hoja está diseñada para tener desde 1 hasta 6 condiciones limitantes.
Esta variable es 57 para indicar que en la hoja de Excel el primer vano a calcular está en la fila.
Bucle que va desde el 57 hasta el 201 el cual permite realzar el cálculo para 10 longitudes de vanos diferentes.
Asigna el valor del vano a calcular de acuerdo a la celda que esté ubicada según el bucle anterior.
Toma el valor de la tensión de rotura de cada una de las hipótesis una a la vez para realizar el cálculo de las tensiones finales por medio de la función de newton Raphson.
Bucle que permite operar para cada vano definido las tensiones correspondientes a las condiciones limitantes establecidas (Máximo 6 condiciones limitantes)
Calcula la tensión final para cada una de las condiciones limitantes del vano en el que se encuentre la variable dentro del bucle.
Indica cuando detener el bucle una vez se identifique cuál es la condición limitante que alcanza el 100% de la tensión definida previamente de esta forma garantiza que solo exista una condición que esté limitando a las demás. Si ninguna alcanza el 100% el bucle se detendrá una vez haya calculado el newton Raphson para cada una de las condiciones limitantes y de esta forma evitar errores (Bucle infinito)
El código anterior calcula para cada uno de los vanos definidos (máximo 10 vanos) las condiciones limitantes indicadas (máximo 6). Identifica cual es la condición limitante; es decir, el valor de la variable Th1 el cual se vuelve constante en la ecuación del cambio de estado una vez el bucle identifique que una de las condiciones limitantes alcanzó el 100% de la tensión de rotura definida para tal condición.
