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Reforzando una línea de 66kV a 220kV con el mínimo costo y tiempo

¿Qué puede hacer una empresa eléctrica cuando los requisitos de transferencia de potencia creciente demanda de capacidad de transmisión adicional aún la construcción de nuevas líneas es cada vez más difícil debido a las restricciones ambientales? Este fue el dilema que enfrentan una utilidad españoles y se informa en una nota publicada por primera vez por INMR en 2000. Esta versión mejorada del artículo original contiene fotografías adicionales que detallan con precisión cómo los ingenieros de Unión Fenosa fueron capaces de transformar rápidamente un 66 kV en un 220 kV línea que utiliza un nuevo diseño y enfoque interesante, impulsando así las capacidades de transferencia de energía por 233 por ciento.

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Fondo

El noroeste de la provincia española de Galicia ha colinas cubiertas por terreno forestal relativamente densa. Es un ambiente limpio en general y prácticamente todas las líneas aéreas – incluyendo la línea de 66 kV que fue objeto de la actualización – están aislados de forma rutinaria con las cadenas de discos perfil de vidrio estándar. Aparte de la zona alrededor de Sabon, al sur de la principal ciudad de La Coruña y donde hay mayores niveles de contaminación industrial y marítima, no se requiere aisladores de lavado. Del mismo modo, el vandalismo no es generalmente un problema.

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Aunque los niveles de contaminación en Galicia son generalmente bajas, algunas áreas todavía sufren de descargas disruptivas en ambos aisladores de porcelana y vidrio. Nótese cómo la superficie de cristal cerca de la marca de flameo en montaje ha cambiado la apariencia

Al igual que muchas otras regiones costeras de España, esta zona es cada vez más poblado por grupos de generadores de turbinas de viento que ahora salpican las muchas laderas. Además, la nueva capacidad local de cogeneración ha estado viniendo en funcionamiento hasta el punto donde la combinación de estas fuentes ha añadido un nuevo poder sustancial. Según la legislación española, a pesar de la utilidad de Unión Fenosa no posee estas instalaciones de generación, debe, sin embargo, el transporte de la energía adicional o enfrentar severas sanciones. Hasta hace poco, la energía producida por estos generadores independientes fluyó en la red local de 66 kV de la utilidad que había sido construido exclusivamente para las necesidades locales de distribución y que a finales de la década de 1990 fue casi completamente saturados.

Según los ingenieros de Unión Fenosa, se consideraron una serie de diferentes opciones para manejar las cargas de transferencia de energía cada vez mayores. Uno, por supuesto, fue la de construir totalmente nuevas líneas de 220 kV. Sin embargo, esta solución presenta varios problemas tal vez más importante de las cuales fue la obtención de las aprobaciones de los terratenientes cuya concentración en esta área específica puede contar hasta 50 para un solo kilómetro de línea. Tiempo en este caso particular también fue un factor importante y el proceso de planificación para las nuevas líneas probablemente serían comparativamente larga (es decir, del orden de al menos 2 años). Por ejemplo, además del tratamiento de las diversas terratenientes, habría también que la necesidad de revisiones internas y aprobaciones, así como estudios de viabilidad de las posibles rutas alternativas.

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Una mejor opción, por lo tanto, era aumentar las capacidades de transferencia de energía de una línea de 66 kV crítica dentro de la red local afectada y que ahora tenía que manejar más capacidad de generación. Construida en 1984, esta línea corrió entre las subestaciones de Tambre y Santiago. Más específicamente, la porción de esa línea que requiere una actualización sería la distancia entre 17,5 kilometros Tambre y una línea de 220 kV convencional existente que va desde Meson de Santiago, donde había una capacidad de circuito utilizado previamente disponibles para completar el circa 7 kilometros trayectoria adicional para la subestación de Santiago (ver mapa).

Una forma de lograr esto habría sido para reemplazar el conductor existente ACSR Condor en esa línea con una de sección transversal similar, pero diseñado para manejar cargas mayores. Por ejemplo, los conductores con núcleos de aleación de acero y las capas de aleación de aluminio pueden funcionar a temperaturas superiores a 200 ° C sin mayor holgura de lo normal. Esto garantizaría que las torres existentes aún podrían utilizarse sin dejar de respetar las autorizaciones requeridas.

Sin embargo, esta solución fue rechazada principalmente a causa de los altos costos, así como el hecho de que el incremento en la capacidad de transmisión adicional alcanzada sería sólo en el orden de 50 por ciento. Las pérdidas de energía debido al efecto Joule serían entonces actuar para reducir esta ganancia. Al mismo tiempo, los ingenieros consideraron que los conductores cambiantes probablemente resultar muy perjudicial para los propietarios afectados ya que requeriría re-encordado y la instalación de poleas a lo largo de toda la ruta.

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Necesidad de más capacidad de transmisión a lo largo de las zonas costeras de España está siendo impulsado por el aumento de la generación de energía eólica

Una tercera opción que se examina es para mantener el conductor existente, sino de encontrar alguna manera de aumentar la tensión nominal de la línea a 220 kV, ampliando así su capacidad de transmisión sustancialmente. Sin embargo, una solución de este tipo de actualización requeriría Unión Fenosa a adoptar una práctica de diseño completamente diferente a la utilizada en cualquier otro lugar en su red. También requeriría la utilidad para especificar aisladores compuestos sobre una base más amplia que nunca.

La solución para alcanzar la capacidad de transferencia de potencia aumento se basó en esta tercera opción y consistió en la construcción de una línea de diseño de post pivotante arriostrados.Este diseño empleado aisladores de silicona y permitió que la mayoría de las estructuras de torres tangente de la línea original se mantendrá intacta, con sólo una ligera modificación. Uno de los factores que aparentemente contribuyeron en gran medida a la viabilidad de la implementación de esta opción era la disponibilidad de los dibujos técnicos originales de la línea.

Nueva Filosofía de diseño

La filosofía de diseño seleccionado para la actualización involucrado el montaje de la torre de nuevo toda la superestructura en el suelo, con aisladores y hardware, antes de tomar la línea de fuera de servicio. Esta super-estructura completa sería entonces ser izada y unido al resto de la torre existente en una sola operación.

Con el fin de hacer un trabajo de dicho proceso, los puntos de unión tendrían que alinearse perfectamente y esto es donde tener acceso a los planes originales era tan crítica. Sin embargo, para estar seguros de que las dimensiones reales de las 66 torres kV originales eran de hecho exactamente como se había establecido en estos planes, un equipo de trabajadores fue enviado para confirmar todas las dimensiones relevantes de los puntos de unión.

Según los ingenieros de Unión Fenosa, a solo 4 horas fueron típicamente requieren para eliminar cada sección superior de una torre existente y para levantar y colocar la nueva porción superior. Con todo el trabajo de pre-montaje de la nueva entrada de línea arriostrados que se realiza en el suelo, dos estructuras tangentes podrían ser terminados por completo en un solo día. En general, para reducir al mínimo las interrupciones en la distribución local, el poder a lo largo de la línea se cortó sólo varias horas en los días en que los trabajos de construcción se encontraba en progreso – principalmente los fines de semana. Después de cada día de trabajo en sustitución de la superestructura fue completa, la línea fue puesta de nuevo en servicio en 66 kV. Con este calendario, el tiempo total para actualizar la línea a 220 kV fue sólo en el orden de 3 meses frente a una hora prevista de al menos 2 años en completar todas las diversas necesidades relacionadas con la construcción de una línea totalmente nueva.

Tambre-Santiago línea de 66 kV antes de comenzar a trabajar en la actualización (izquierda). La sección superior de la torre tangente retira, junto con crucetas y aisladores. Los conductores unidos temporalmente a la sección inferior de la torre (Derecha).
Tambre-Santiago línea de 66 kV antes de comenzar a trabajar en la actualización (izquierda). La sección superior de la torre tangente retira, junto con crucetas y aisladores. Los conductores unidos temporalmente a la sección inferior de la torre (Derecha).
Nueva superestructura torre con preparé puesto línea pre-ensamblado en la planta
Nueva superestructura torre con preparé puesto línea pre-ensamblado en la planta
Crane iza nueva superestructura en su lugar (izquierda). Conductores sujetan de nuevo a la torre tangente modificado en exactamente los mismos puntos de sujeción, lo que no hay necesidad de volver a la tensión (Derecha).
Crane iza nueva superestructura en su lugar (izquierda). Conductores sujetan de nuevo a la torre tangente modificado en exactamente los mismos puntos de sujeción, lo que no hay necesidad de volver a la tensión (Derecha).

Entre las torres ya existentes a lo largo de la ruta Tambre-Santiago, la gran mayoría (54 torres tangentes que descansa sobre cuatro soportes) se modificaron exactamente de esta manera. Esto produjo un ahorro de costes importantes en términos de ser capaz de volver a utilizar bases existentes y la mayoría torre componentes estructurales. Sin embargo, 8 totalmente nuevas torres tangentes mono-bloque tuvo que ser levantado y un total de 7 estructuras tangentes tuvieron que ser sustituidos por otros más altos a fin de respetar los requisitos de espacio en varios puntos a lo largo de la línea. Del mismo modo, las consideraciones mecánicas significado que 17 torres de ángulo tuvieron que ser reemplazados por estructuras totalmente nuevas, pero todavía la utilización de algunas de las bases pre-existentes.

Las dimensiones de pernos puntos en la torre vieja fueron verificados previamente para garantizar un ajuste perfecto de la nueva superestructura (izquierda). Nueva superestructura atornillado en torre y cimentación existente. Nota conductores todavía unido a la sección de la torre inferior (derecha).
Las dimensiones de pernos puntos en la torre vieja fueron verificados previamente para garantizar un ajuste perfecto de la nueva superestructura (izquierda). Nueva superestructura atornillado en torre y cimentación existente. Nota conductores todavía unido a la sección de la torre inferior (derecha).

Otra área importante de reducción de costes para la línea superior era que, con este nuevo diseño, no había necesidad de volver a cadena conductores y re-tensión.Después de que se ha eliminado la antigua parte superior de la torre, los conductores fueron simplemente fija temporalmente a la sección inferior restante.Entonces, después de la nueva porción superior con postes de línea pre-ensamblado había sido atornillada en su lugar, fueron re-unidos a la torre tangente ahora modificada a exactamente los mismos puntos de sujeción.

Al parecer, una de las pocas dificultades encontradas durante la actualización problemas con la resistencia a pie de las nuevas estructuras involucrados después de que habían sido convertidos a 220 kV. La solución de este necesarias medidas especiales para mejorar la puesta a tierra mediante la perforación de agujeros profundos alrededor de 30 metros en el que se inserta el alambre de cobre y conectado a la torre. A veces se requieren varios agujeros de diferentes profundidades, dependiendo de la ubicación de la torre en particular.

Una de las características importantes del diseño de la nueva línea de 220 kV es que se emplearon dos juntas articuladas para fijar los aisladores que comprendían el poste línea arriostrados a las torres tangentes. Esta disposición pivotante es diferente que normalmente utiliza en algunos países en los que muchos diseños de correos línea tienen un punto fijo de archivo adjunto sin corsé.

Empalme flexible utilizado para la fijación de la post línea
Empalme flexible utilizado para la fijación de la post línea

Ingenieros Unión Fenosa explicaron que, en el caso de líneas de 45 kV y 66 kV, hay una longitud de aislamiento relativamente corto y un conductor más ligero. Esto significa que un sistema de fijación rígida sin aparato ortopédico puede ser utilizado debido a la tensión de flexión admisible alcanzado en el núcleo.Sin embargo, señalaron que a 132 y 220 kV hay más ventajas con un soporte articulado debido al aumento de la longitud de aislamiento, tramos más largos y conductores más pesados – todos los cuales aumentan en gran medida el esfuerzo de flexión en el punto de la varilla de unión. Por el contrario, con un sistema articulado, tal esfuerzo de flexión se elimina con el resultado de que para, cualquier diámetro de la varilla dado, la carga vertical máxima de diseño se puede incrementar en comparación con una fijación rígida, con o sin refuerzo.

De acuerdo a los diseñadores de la línea actualizado, si el conductor tuviera que romper por cualquier razón – una hipótesis de carga que siempre se considera en España – la carga de torsión transferido a la torre sería mucho menos que tenía un punto fijo de unión sido utilizado y la sí aislante no sería dañado. Otra ventaja es que si tensado conductor iban a ser diferentes en varios puntos a lo largo de la línea, todo el conjunto aislante podría rotar ligeramente para igualar las tensiones en ambos lados. De esta manera, la torre no se vería afectada negativamente por las cargas longitudinales desequilibradas.

Primera Experiencia con aislantes de silicona

Uno de sólo 8 por completo nuevas torres monobloque utilizados en la línea de actualización Tambre-Santiago (izquierda). Diseño de post línea Braced de la nueva línea de 220 kV está totalmente articulado (Derecha).
Uno de sólo 8 por completo nuevas torres monobloque utilizados en la línea de actualización Tambre-Santiago (izquierda). Diseño de post línea Braced de la nueva línea de 220 kV está totalmente articulado (Derecha).

Aisladores de silicona equipados con anillos luminosos de acero en el extremo vivo fueron seleccionados por Unión Fenosa para este nuevo diseño de post línea Braced.Postes de línea de porcelana fueron rechazadas desde el principio debido a consideraciones de resistencia inferiores peso y. Unión Fenosa ya había acumulado cierta experiencia con aisladores de suspensión compuestos hechos con EPDM que había sido instalado para reemplazar el vidrio en áreas de alta contaminación. Aunque estos aisladores según informes, habían realizado satisfactoriamente, caucho de silicona se requiere para este proyecto. En cuanto a las especificaciones de los anillos de clasificación, los ingenieros informaron que los análisis de elementos finitos se llevaron a cabo en su nombre por el fabricante del aislador galardonados con el proyecto. Estos análisis confirmaron que el gradiente de campo eléctrico con un solo anillo de acero garantizaría bajas tensiones en la carcasa aislante y, por tanto, reducir el riesgo de envejecimiento prematuro debido a la corona.

Los aisladores de suspensión seleccionados para la actualización Tambre-Santiago tuvieron una carga mecánica especificada de 160 kN y una carga de rotura superior a 280 kN. Para verificar el funcionamiento mecánico de los aisladores de línea arriostrados, se realizaron pruebas especiales mediante el cual una carga vertical 9 toneladas se aplicó a la asamblea. Hundimiento del puesto línea se midió antes, durante y después de la prueba. Por otra parte, para reducir el riesgo de fractura por fragilidad, Unión Fenosa también cambió su especificación para aisladores de silicona para exigir (ECR) varillas de vidrio resistentes a la corrosión eléctricamente.

El análisis de elementos finitos realizado por proveedor aislante demostró que un solo anillo de corona de acero utilizado en el extremo vivo aseguró bajos gradientes de estrés.
El análisis de elementos finitos realizado por proveedor aislante demostró que
un solo anillo de corona de acero utilizado en el extremo vivo aseguró bajos gradientes de estrés.

En la medida en cómo y cuándo se inspeccionan los aisladores de la línea Tambre-Santaigo actualizado para detectar signos de envejecimiento prematuro, el personal de mantenimiento de Unión Fenosa en general, llevar a cabo a base de helicópteros inspecciones termográficas de todas las líneas aéreas de una vez al año. Para los nuevos aisladores compuestos instalados en esta línea, probablemente habría ningún cambio importante a esta rutina, con la posible excepción de la inspección visual de cerca siempre que sea posible para detectar signos de daños a las viviendas, así como a cualquier componente cruzada de brazos.

En este sentido, es interesante observar que durante línea de ingenieros de construcción notaron un pequeño corte en el cobertizo de un aislante de silicona que se almacena en el depósito de mantenimiento Santiago para su uso en situaciones de sustitución de rutina. Se cree que este daño menor que se han producido durante el transporte y genera cierta preocupación en cuanto a si es o no en última instancia, podría afectar el rendimiento y el envejecimiento. Sin embargo, mirando hacia atrás en la experiencia asociada a este proyecto de actualización, Unión Fenosa personal se centró principalmente en los beneficios, tales como: un pasillo estrecho derecho de paso en comparación con una solución de línea convencional; la terminación del proyecto más rápido; y ahorro de costos realizados en muchas áreas. Si bien esto puede haber sido la primera línea compacta construida por Unión Fenosa, un diseño tal vez se utilizará para las nuevas líneas de transmisión.

Aisladores de silicona speified para post línea Braced tienen línea de fuga de 6,125 mm.
Aisladores de silicona speified para post línea Braced tienen línea de fuga de 6,125 mm.

Fuente: inmr.com

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