Transmisión en muy alta tensión en AC

Mapa mental de la Transmisión en muy alta tensión en AC en Perú.

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Transmisión en muy alta tensión en AC por Mind Map: Transmisión en muy alta tensión en AC

1. Historia

1.1. Internacional

1.1.1. 1875

1.1.1.1. Primeras centrales térmicas cuyo objetivo principal era la iluminación.

1.1.2. 1880

1.1.2.1. 1era Central hidroeléctrica en Gran Bretaña.

1.1.3. 1891

1.1.3.1. Primera vez en transportarse energía eléctrica a distancia en Alemania.

1.1.4. 1920

1.1.4.1. Las Centrales hidroeléctricas ya generaban gran parte de la producción total de electricidad.

1.1.5. 1930

1.1.5.1. Se da inicio a la transmisión de energía eléctrica a gran distancia.

1.2. Nacional

1.2.1. 1895

1.2.1.1. Construcción de la C. T. Santa Rosa.

1.2.2. 1903

1.2.2.1. Construcción de la C. H. de Chosica.

1.2.3. 1905

1.2.3.1. Construcción de la C. H. Charcani I

1.2.4. 1907

1.2.4.1. Operación de la L. T. 33 kV de Lima a Chosica.

1.2.5. 1938

1.2.5.1. 1era L. T. de alta tensión de 60 kV Barbablanca a Lima.

2. Partes

2.1. Estructuras

2.1.1. Las torres o estructuras, constituyen el soporte mecánico de las L. T.

2.1.2. Económicamente representa la mayor inversión.

2.1.3. Dependen de varios factores

2.1.3.1. Tipo de terreno

2.1.3.1.1. Plano

2.1.3.1.2. Ondulado

2.1.3.1.3. Montañoso

2.1.3.2. Distancia interpostal

2.1.3.3. Función de la torre

2.1.3.3.1. Suspensión

2.1.3.3.2. Deflexión

2.1.3.3.3. Remate

2.1.3.3.4. Transposición

2.2. Conductores

2.2.1. Tiene que cumplir los requisitos de resistencia mecánica y parámetros eléctricos.

2.2.2. Materiales empleados en conductores para líneas aéreas.

2.2.2.1. Conductores de fase

2.2.2.1.1. Aluminio puro

2.2.2.1.2. Aleación de aluminio

2.2.2.2. Hilo de guarda

2.2.2.2.1. Acero galvanizado

2.2.3. Aluminio con refuerzo central de alambres de acero

2.2.4. Selección del material óptimo

2.2.4.1. Capacidad de corriente requerida

2.2.4.2. Longitud de línea

2.2.4.3. Condiciones climáticas

2.2.4.4. Posibilidad de corrosión

2.2.4.5. Condiciones físicas

2.3. Apoyos

2.3.1. Soportan el peso y los esfuerzos de los conductores, aisladores, herrajes y los empujes.

2.3.2. Mantienen separados los conductores entre sí.

2.3.3. Clasificación

2.3.3.1. Según el material

2.3.3.1.1. Apoyos de madera

2.3.3.1.2. Apoyos de hormigón

2.3.3.1.3. Apoyos metálicos

2.3.3.2. Según su función

2.3.3.2.1. Apoyos de alineación

2.3.3.2.2. Apoyos de amarrre

2.3.3.2.3. Apoyos de ángulo

2.3.3.2.4. Apoyos de fin de línea

2.4. Herrajes

2.4.1. Dispositivo metálico que tiene como fin la fijación, empalme, protección eléctrica reparación, separación, amortiguamiento de vibraciones, etc.

2.4.2. Formado por los siguientes elementos

2.4.2.1. Grapas para sujetar cables de fases y guarda

2.4.2.2. Amortiguadores

2.4.2.3. Espaciadores

2.4.2.4. Anillos para control de efecto corona

2.4.2.5. Cuernos de arco

2.5. Aisladores

2.5.1. Sirven de apoyo y soporte a los conductores.

2.5.2. Además que los mantienen aislados a tierra.

2.5.3. Material

2.5.3.1. Porcelana

2.5.3.2. Vidrio templado

2.5.3.3. Materiales sintéticos

3. Ejemplo real en el SEIN

3.1. LÍNEA DE TRANSMISIÓN 500 KV CHILCA – LA PLANICIE - ZAPALLAL

3.1.1. Longitud de 189,2 km

3.1.2. Subestaciones asociadas

3.1.2.1. S. E. Chilca

3.1.2.2. S. E. La Planice

3.1.2.3. S. E. Carabayllo

3.1.3. Conductor AAAC

3.2. LÍNEA DE TRANSMISIÓN 500 KV MANTARO – MARCONA – SOCABAYA – MONTALVO

3.2.1. Longitud de 917 km

3.2.2. Subestaciones asociadas

3.2.2.1. S. E. Mantaro

3.2.2.2. S. E. Marcona

3.2.2.3. S. E. Socabaya

3.2.2.4. S. E. Montalvo

3.2.3. Conductor ACAR

3.3. LÍNEA DE TRANSMISIÓN 500 kV TRUJILLO-CHICLAYO

3.3.1. Longitud de 325 km

3.3.2. Subestaciones asociadas

3.3.2.1. S. E. Trujillo

3.3.2.2. S. E. La Niña

3.3.3. Conductor ACAR

3.4. LÍNEA DE TRANSMISIÓN 500 kV S.E. FÉNIX – S.E. CHILCA

3.4.1. Longitud de 8.4 km

3.4.2. Subestaciones asociadas

3.4.2.1. S. E. Fénix

3.4.2.2. S. E. Chilca

3.4.3. Conductor ACAR

4. Ventajas y desventajas

4.1. Ventajas

4.1.1. Flexibilidad con que se pueden conectar cargas y estaciones de generación a lo largo del recorrido.

4.1.2. Posibilidad de uso transformadores para elevar o reducir el nivel de tensión, facilitando una transmisión más económica.

4.1.3. Muy fiable y tiene mayor disponibilidad.

4.2. Desventajas

4.2.1. A grandes distancia presenta inconvenientes, como el consumo de energía reactiva.

4.2.2. Condiciones medioambientales (efecto corona, torres más altas, mayor paso de servidumbre, erc)

4.2.3. Cuando aumenta la longitud de las líneas de CA, aumenta su impedancia, lo que reduce su capacidad de transmisión.

5. Tipos de conductores usados en las líneas de transmisión

5.1. AAC (Conductor de aluminio)

5.1.1. Usada en tramos de vanos cortos.

5.1.2. Tienen baja resistencia a la tracción mecánica y por ello se necesita más estructuras.

5.1.3. No muy usadas en L. T.

5.2. AAAC (Aleación de aluminio)

5.2.1. Presentan una buena resistencia a la corrosión.

5.2.2. Útiles para zonas costeras o de alta contaminación ambiental, donde los ACSR no pueden ser usados.

5.3. ACSR (Conductor de aluminio reforzado con acero)

5.3.1. Ofrecen muy buena carga de rotura.

5.3.2. Útil para el diseño de líneas con vanos más largos.

5.4. ACAR (Conductor de aluminio reforzado con aleación)

5.4.1. Ofrecen una buena resistencia a la tracción.

5.4.2. Excelente relación carga de rotura-peso.

5.4.3. Buena capacidad de conducción de corriente.

6. Cálculos eléctricos y mecánicos

6.1. Determinación de la sección mínima del conductor

6.1.1. Caída de tensión

6.1.1.1. La circulación de "i" a través de los conductores , ocasiona una pérdida de potencia y una caída de tensión.

6.1.2. Corriente de Corto Circuito

6.1.2.1. La temperatura que puede alcanzar el conductor, como consecuencia de un corto circuito, no debe sobrepasar la temperatura máxima admisible de corta duración.

6.1.2.2. Esta temperatura máxima depende del material del conductor.

6.1.3. Capacidad de Corriente máxima

6.1.3.1. Es un valor que todo conductor tiene como valor máximo que puede soportar en condiciones normales de operación y régimen permanente.

6.1.4. Pérdidas por Efecto Corona

6.1.4.1. Está causado por la ionización del aire circundante al conductor debido a los altos niveles de tensión de la línea.

6.1.5. Valor de la Impedancia Característica

6.2. Cálculos mecánicos

6.2.1. Cálculos mecánicos de los conductores.

6.2.2. Cálculo de la tensión mecánica de un conductor.

6.2.3. Cálculo mecánico de línea de guarda.

6.2.4. Dimensionamiento del soporte de suspensión.

6.2.5. Oscilaciones mecánicas.

7. Clasificación de las L. T.

7.1. Nivel de Tensión

7.1.1. Líneas de media tensión

7.1.1.1. 30 kV (> 1 kV y < 36 kV)

7.1.2. Líneas de alta tensión

7.1.2.1. 60 kV, 138 kV y 220 kV (> 36 kV)

7.1.3. Líneas de muy alta tensión

7.1.3.1. 500 kV

7.2. Distancia de Transmisión

7.2.1. Cortas

7.2.1.1. Hasta 80 km

7.2.2. Medias

7.2.2.1. 80 - 240 km

7.2.3. Largas

7.2.3.1. > 240 km