ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 2019. 4. 8. · relacionado a l configuracióa de Sistemln...

ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

DISEÑO DE LA LINEA DE 69 kV DESDE LA SUBESTACIÓNCAYAMBE A LA SUBESTACIÓN LA ESPERANZA

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE

INGENIERO

MENCIÓN POTENCIA

ERICK LUIS CUEVA PIEDRA

DIRECTOR: ING. MILTON TOAPANTA

Quito, Marzo de 2002

DECLARACIÓN

Yo Erick Luis Cueva Piedra, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría;

que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación

profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en

este documento

La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la ley, Reglamento de

propiedad intelectual y por la normatividad institucional vigente.

¿Éríclrick Cueva Piedra

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Sr. Erick Luis CuevaPiedra, bajo mi supervisión

DIRECTOR DEL PROYECTO

AGRADECIMIENTO

A! Señor Ingeniero Milton Toapanta, catedrático universitario, por su valioso apoyo

y calidad humana.

A los señores ingenieros: Carlos Sotomayor, Antonio Campoverde Aguilary Jack

Illescas Cueva, por su importante colaboración en la elaboración de este trabajo

de tesis.

DEDICATORIA:

A mis Padres

mis hijos y

mis amigos

ÍNDICEINTRODUCCIÓN

OBJETIVO

ALCANCE

CAPITULO I

RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

1.1. SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL NORTE

1.2. DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE SISTEMA ELÉCTRICO

1.3. DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE LA ZONA DE CAYAMBE

1.4. CONDICIONES ACTUALES DEL SUMINISTRO DEL SERVICIO ELÉCTRICO

EN LAS ZONAS CAYAMBE Y TABACUNDO

CAPITULO H

DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 69 KV DESDE LAS/E CAYAMBE A LA S/E LA ESPERANZA.

2.1. PERFIL TOPOGRÁFICO PARA EL TRAZADO DE LA LÍNEA

2.2. DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRASMISIÓN DESDE LA SUBESTACIÓN

CAYAMBE A LA SUBESTACIÓN LA ESPERANZA

2.3. SELECCIÓN DE CONDUCTORES

2.4. HERRAJES

2.5. AISLADORES

I

ni

m

i5

13

14

16

17

13

19

19

2.5.1. Criterios básicos para la determinación del tipo de aislamiento

2.5.1.1. Longitud de la cadena de aisladores

2.5. ] .2. Cálculo del aislamiento por contaminación ambiental

2.5.1.3. Aislamiento requerido por sobrevoltajes transitorios debido a maniobra

2.5.1.4 Aislamiento por sobrevoltajes de origen externo

2.6. ESTRUCTURAS Y ACCESORIOS DE POSTES, TORRES Y LÍNEA

2.6.1. Estructura de Hormigón

2.6.2. Estructura de hierro o torres

2.6.3. Tensores

2.6.4. Numeración y avisos de peligro

2.7. CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA

2.7.1. Característica Generales de la línea

2.7.2. Parámetros Eléctricos de la línea

20

20

21.

22

23

24

24

24

25

25

26

27

27

2.7.2.1 Resistencia Eléctrica 27

2.7.2.2. Reactancia Eléctrica 28

2.7.2.3. Reactancia Capacitaba 29

2.7.2.4. Conductancia Eléctrica 30

2.7.2.5. Resumen de Parámetros Eléctricos 31

2.S. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE 31

2.9. CÁLCULO DEL RENDIMIENTO ENERGÉTICO 33

2.10. CÁLCULO MECÁNICO 36

2.10.1. Cálculo de la distancia entre conductores 3 6

2.10.2. Cálculo del ángulo de oscilación de los conductores debido al viento 37

2.10.3. Ecuación de cambio de Estado del Conductor 37

2.10.3.1 .Hipótesis de Cálculo 3 g

2.10.3.2.Cálculo de la tensión y flecha del conductor o cable de guardia 3 9

2.10.3.3.Capacidad térmica del Conductor 41

2.11. LOCALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS 46

2.12. LISTA DE MATERIALES 47

2.13. PRESUPUESTO 47

2.14 TABLAS DE TENDIDO 47

CAPITULO m

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES 94

RECOMENDACIONES 95

BIBLIOGRAFÍA

ANEXO!

ANEXO II

ANEXO III

ANEXO IV

ANEXO V

ANEXO VI

INTRODUCCIÓN

La Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. EMELNORTE S.A., cubre el servicio de

electricidad en su área de concesión que esta compuesta por cuatro provincias que

son: Carchi, Imbabura, Pichincha y Sucumbios, La provincia del Carchi sirve a los

siguientes cantones: Tulcán, Espejo, Montúfar, Mira, Huaca y Bolfvar. En la Provincia

de Imbabura se sirve a: Ibarra, Otavalo, Cotacachi, Antonio Ante, Pimampiro y

Urcuquí. En la Provincia de Pichincha se sirve a los cantones: Cayambe y Pedro

Moncayo y en la provincia de Sucumbíos, parte del cantón Sucumbios. En total,

EMELNORTE S.A. cubre una área de 11219.5 km2.

En la actualidad, EMELNORTE S.A., tiene como actividades para la dotación de!

servicio, la Generación, la Subtransmisión y la Distribución.

El Sistema de Generación, tiene una capacidad instala de 16,896.00 kW, distribuido

en Centrales de Generación Hidráulicas que son: Ambi, Otavalo 2 (*), Cotacachi (*),

Atuntaqui(*), San Miguel de Car, la Playa, Espejo(*), San Gabriel, La Plata y Buenos

Aires y una Central Térmica, San Francisco.

El sistema de subtransmisión, está compuesto por líneas que enlazan nodos

terminales con nodos de distribución y son de configuración radial.

El voltaje de operación de las líneas es de 138 kV, 69 kV y 34.5 kV.

Los nodos que interconectan las líneas de subtransmisión son las subestaciones, en

donde el elemento fundamental es el Transformador de Potencia, que reduce el alto

voltaje al medio voltaje. De este nivel medio de voltaje, salen los circuitos primarios

de distribución que recorren todas las rutas del área de concesión de EMELNORTE

S.A. y entregan el servicio eléctrico al consumidor final.

(*) Son entregadas a los Municipios

Según el Reglamento del Suministro de Servicio de Electricidad emitido por el

CONELEC, el Distribuidor deberá proveer del Servicio de Electricidad al Consumidor

Final con eficiencia y calidad, para la cual debe cumplir con el artículo 9 de dicho

Reglamento que señala las características siguientes:

Calidad del servicio eléctrico

• Calidad del Producto

Nivel de voltaje

Perturbación (armónicos y flicker)

Factor de Potencia.

• Calidad del Servicio Técnico.

Frecuencia de Interrupciones

Tiempo de Interrupciones

• Calidad del Servicio Comercial

Atención de Solicitudes de Servicio

Atención y solución de Reclamos

Errores en Medición y Facturación

De lo señalado anteriormente, los puntos que deben ser considerados son: el nivel

del voltaje y la calidad del servicio técnico, tema este último que esta relacionado con

la confiabilidad.

Debido al incremento de la carga en la zona, ya que es eminentemente agrícola y

dedicada fundamentalmente al cultivo de las flores, la subestación que actualmente

está localizada en la población Tabacundo, no tiene la suficiente capacidad para

cubrirla demanda, provocando dificultades en la dotación del servicio eléctrico, de tal

manera que EMELNORTE S.A., en su plan de expansión ha previsto la construcción

de la línea de subtransmisión, Cayambe La Esperanza a 69 kV, con una subestación

en el sector de La Esperanza. Detalles y particularidades de este proyecto, es el

tema de este Proyecto de Titulación.

OBJETIVO

Sobre la base de la información disponible en la Dirección de Planificación de

EMELNORTE S.A., se procederá al diseño de la línea de subtransmisión a 69 kV que

enlazará los puntos comprendidos entre la subestación Cayambe y la nueva

Subestación la Esperanza.

ALCANCE

El estudio comprenderá lo siguiente:

El primer capítulo, estará dedicado a la recopilación de información de EMELNORTE,

relacionado a la configuración del Sistema Eléctrico de Potencia, demanda de

potencia y energía del sistema y particularmente de la zona de Cayambe y las

características actuales del suministro del servicio eléctrico en Cayambe.

El capítulo dos, tiene relación con los cálculos eléctrico y mecánico de la línea de

subtransmisión, tratándose la selección del conductor, pérdidas de potencia por

efecto joule, límite térmico del conductor, determinación del aislamiento en la

estructura, cálculo de las reactancia y cálculo de regulación, eficiencia energética,

ecuación de cambio de estado del conductor, flechas y tensiones , condiciones de

montaje y seguridad, lista de las estructuras que se utilizarán, vanos de la línea, lista

de los materiales, y presupuesto.

En el capítulo tres, se tratará las conclusiones y recomendaciones derivadas del

estudio de diseño de la línea de subtransmisión.

ni

CAPITULO I

RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

1.1. SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA

REGIONAL NORTE

La Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. EMELNORTE S.A., se formó en

noviembre de 1975, con el aporte del capital del Instituto Ecuatoriano de

Electrificación INECEL principal accionista y la participación de los Municipios de

Tulcán, Ibarra, Montúfar y en los años siguientes se integraran los Municipios de

Otavalo, Atuntaqui, Cotacachi, Cayambe, Bolívar, Mira, El Ángel, Pimampiro,

Urcuquí, Tabacundo y Sucumbios.

Entre sus objetivos principales está el mejorar la prestación del servicio de

electricidad a los consumidores que se encuentra en su área de concesión, área que

la conforman las provincias de Carchi, Imbabura, el Norte de Pichincha y parte de

Sucumbios.

De acuerdo a su estatuto vigente EMELNORTE S.A. cuenta para su dirección,

administración y control con los organismos siguientes:

• Junta de Accionistas

• Directorio

• Presidencia del Directorio

• Presidencia ejecutiva y,

• Direcciones;

> Generación

> Distribución

> Financiera

CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

> Comercial

> Relaciones Industriales y,

> Planificación

> Centro de Computo

> Asesoría jurídica

El sistema eléctrico de EMELNORTE S.A, cuenta con su sistema de Generación,

Subtransmisión y Distribución.

El sistema de Generación, cuenta con Centrales Hidroeléctricas y Térmicas;

Tabla 1: Características de las centrales de Generación

Nombre de la

Central

AmbiOtavalolOtavalo 2CotacachiAtuntaquiSan Miguel de CarLa PlayaEspejoSan GabrielSan FranciscoTotal

Potencia Instalada

[kW]

8000400400440400

29501320470300

150016180

Eí sistema de subtransmisión esta conformado por líneas de subtransmisión a 69 kV.

que se interconectan con las subestaciones tal como se muestra en el diagrama

unifilar que se adjunta (ver anexo No. 5).

Las características de las líneas de subtransmisión son las siguientes:


Tabla 2: Características de las Líneas de Subtransmisión

Líneas de Subtransmisión

De

.barra

barra

barra

barra

Ibarra

Otavalo

Cayambe

Gaya m be

Chota

Chota

Chota

Salinas

El ÁngelSan Gabriel

Tulcán

necel

barra

San Agustín

barraAlpachaca

Al pachaca

Alpachaca

Der. Atuntaqui

Der. Atuntaqui

San Vicente

barra

El Rosal

Alpachaca

fu lean

Tutean

Tu lean

San Gabriel

El Ángel

Salinas

El Ángel

Aíuntaquí

Nodo AtuntaquiAtuntaquiS/E Otavalo

S/E Molinos La Unión

S/E Otavalo

S/E Tutean

S/E La Playa

a

Tulcán

El Retomo

OtavaloEl Chota

Cofacachi

Cayambe

Tabacundo

Cayambe Sur

El Ángel

Salinas

Cuajara

Cuajara

San Gabriel

Tulcán

El Rosal

fu lean

San Agustín

El Retomo

AlpachacaEl Ambi

Diesel

Der. Atuntaqui

San Vicente

Atuntaqui

labacundo

Selva Alegre

San Miguel de CarSalinas

San Francisco

S/E la Playa

S/E la Playa

C. San Gabriel

C. Espejo

Cuajara

Buenos Aires

\Jodo Atuníaqui

C. AtuntaquiC. CofacachiC. Otavalo

S/E Cayambe

ntag

daldonado-Tufiño

C. La Playa

Long.

(km)

70,0

8,0

19,420,6

13,2

26,5

8,0

3,0

20,5

10,0

28,0

18,0

13,8

30,7

5,6

2,0

6/2.5

2.5/2

3,75,0

1,3

5,5

5,5

5,0

26,8

22,0

14,0

18,0

5,0

0,9

2,5

3,5

2,0

18,0

10,0

1,0

2,0

8,0

8,5

6,0

15,056,0

6,0

Voltage

(kV)

138

69

69

69

69

69

69

69

69

69

69

69

69

69

69

69

69

69

34,5

34,5

34,5

34,5

34,5

34,5

34,5

34,5

34,5

34,5

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,813,813,8

13,8

13,813,8

6,3

Capacidad

(MVA)

160.1

80.180.1

80.1

80.1

55

63.3

63.3

63.3

80.1

80.1

80.1

31.7

13.7

16.1

31.7

16.1

27.5

17.940.0

16.1

4.3

4.3

4.3

4.3

4.3

5.3

Parámetros

RtP.u]

0,0493440

0,03101600,0547020

0,0762950

0,3650000

0,1331840

0,0394000

0,0148000

0,0818880

0,0492000

0,1378000

0,0886000

0,0551250

0,1226320

0,0157900

0,00784710,0222000

0,0152000

0,0591190

0,2924110

0,0607540

0,1757600

0,2336680

0,0402070

1 ,2328390

0,0248130

0,6542700

0,6795000

0,9146000

2,6924010

1.0775000

5,2571000

5,3875000

0,5388000

1 ,0775000

4,3100000

3,12400002,1950000

5,4876000

16,3554000

3,2132000

16,3553875

3,2132000

X [ p.u ]

0,179823

0,0996380,175726

0,190485

0,121900

0,252146

0,077430

0,029040

0,191310

0,096790

0,271000

0,174220

0,128784

0,286499

0,050725

0,0190000,073900

0,050800

0,125125

0,222609

0,056860

0,371993

0,218693

0,069070

1,5242410,919862

0,612341

0,755690

1,335330

0,240360

0,680920

1,347454

0,549880

4,807180

2,749420

0,267070

0,5341302,1365302,312000

1,634220

4,08554014,955680

5,972000

B/2 [ p.u ]

0,022257

0,0009970,001757

0,001824

0,001130

0,002281

0,000679

0,000254

0,001801

0,0008490,002379

0,001529

0,001212

0,002697

0,0005070,000149

0,000685

0,0004700,000090

0,000109

0,0000290,000268

0,000111

0,000871

0,000027

0,000554

0,000311

0,000420

0,000019

0,000003

0,000009

0,000017

0,000007

0,000068

0,000034

0,000003

0.0000070,0000270,000009

0,000021

0,0000520,000212

0,000005

CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 4

Las características de los transformadores que están localizadas en las distintas

subestaciones que sirven de nodos de enlace para los generadores son:

Tabla 3: Características de los transformadores de las Subestaciones de las

Centrales de Generación.

Nombre de laSubestación

AmbiSan Miguel de CarLa UniónLa PlayaOtavaloAtuntaquiEl ÁngelCota cachiSan Gabriel

UbicaciónCantón

Antonio AnteTulcánCayambeTulcánOtavaloAntonio AnteEspejoCota cachiSan Gabriel

Relación deVoltaje [kV ]

4.16/34.54/16/34.50.4/13.2

6,30.4/13.80.4/13.8

0.415/13.80.4/13.80.4/13.8

Capacidad [ MVA ]

OA5

5,5452,3-

0,60,4

0,2620,6

0,35

FA FOA

En cuanto a las características de los transformadores localizados en las

subestaciones y que forman el sistema de subtransmisión a 69 kV, estas son como

se detalla en la tabla siguiente;

Tabla 4: Características de los transformadores de las subestaciones del sistema de

Distribución.

SubestaciónNombre

CayambeTabacundo34.5OtavaloSan VicenteSelva AlegreAtuntaquiAtuntaquiAtuntaqui

UbicaciónCantón

CayambeTabacundo

OtavaloOtavaloOtavaloA. AnteA. AnteA. Ante

Relación deVoltaje

[kV]

69/13.834.5/13.869/13.8

34.5/13.8/5*34,5

34.5/13.834.5/13.834.5/13.8

Capacidad Potencia (MVA)

OA10

3,7510

-

22

2,5

FA12,5

12,5

-

2,52,5

FOA


SubestaciónNombre

AtuntaquiDieselDieselDieselDieselRetornoSan Agustín (1)AlpachacaEl ChotaEl ÁngelSan GabrielTulcánEl RosalLa Playa

UbicaciónCantón

A. AnteIbarraI barraIbarra[barraIbarraIbarraIbarraIbarraEspejo

MontúfarTulcánTulcánTulcán

Relación deVoltaje

[kV]

34.5/1 3.834,5/1 3.834.5/1 3.834.5/13.813.8/6.369/13.867/13.834,5*

69/13.869/13.869/13.869/13.869/34.513.8/6.3

Capacidad Potencia (MVA)

OA244431010

52,5101010

1,5

FA

3,7512,514

12,512,512,5

FOA

* Subestaciones de Seccionamiento.

El Sistema de Distribución, constituyen los circuitos primarios de distribución que

recorren las distintos rutas por las poblaciones urbanas y rurales para dotar del

servicio eléctrico a los consumidores en niveles de voltaje de 6.3 kV y 13.8 kV. Los

circuitos primarios de distribución se dividen de los secundarios de los

transformadores instalados en las subestaciones que conforman el sistema de

subtransmisión a 69 kV.

1.2. DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE SISTEMA

ELÉCTRICO.

En base a la información histórica, EMELNORTE S.A., ha realizado el estudio de la

proyección de la demanda para el corto plazo, considerando el sistema total y por

subestación. Este estudio le ha permitido definir la compra de energía que debe

realizar al Sistema Nacional Interconectado, así como también el determinar, el

equipamiento del Sistema de subtransmisión.


Para la proyección de la demanda se considera como dato fundamental ía población,

el mismo que es tomado de los censos de la población y vivienda de los años 1982 y

1990 y que sirvieron para proyectar por agencias para el período 1991 - 2003, tal

como se presenta en la tabla siguiente.

Tabla 5: Proyección de la Población del área de Concesión de EMELNORTE S.A.

AGENCIASCayambe totalCayambeTaba cundoOtavaloAtuntaquíCota cachiI barra totalI barraUrcuquíPimampiroEl Ángel totalEl ÁngelMiraSan Gabriel totalSan GabrielBolívarTulcán totalTulcánTotal

1991638154797015845746052750733420

1361221223613762155012738113253141284493029670152606363463634

486995

1992649984902515973760442763933591

13908412529613788156442753513319142164525029887153636411364113

493898

1993

662055010316102774282777233763

142117128303

1381415789276901338514305455733010

154676459664596

500933

1994

674375120516232788372790633936

144965131125

13840159352784513451143944580830236155726508365083

507752

1995

686945233116363802712804034110

14786613400013866160822800213518144844622630548156786557365573

514864

1996

699785348216496817312817534586

15084013694813892162312815913585145744655630772157846606766067

522323

1997

712885465816630832182831134763

15387813996013918163812831713652146654688830997158916650766507

529611

1998

726255586016765847322844734941

15698314303913944165322847613719147574722331224159996706967069

537028

1999

739895708816901862742858435120

16015514618513970166852863613787-148494756031453161076757467574

544577

2000753815834317038878442872735300

16339714940113996168392879713855149424788931683162066803868038

552212

2001

70705965017420893372921535900

16617515194114234171252902813966150624827231936163366858268582

560704

2002787966098617810908562971236510

16900015452414476174162926014078151824865832192164666913169131

569339

2003805616235218209924013021737131

17187315715114722177122944314190153034904732449165986968469684

578119

ír En la siguiente tabla se presenta la evolución del número de consumidores poragencia y el total de la Empresa de los años 1992 a 1997.

Tabla 6: Evolución del número de Consumidores por Cantones y Total de

EMELNORTE S.A. años 1992 - 1997.

I barra

Otavalo'

Atuntaqui

Cotacachi

Urcuquí

Pimampiro

Cayambe

Tabacundo

Tulcán

San Gabriel

El Ángel

Bolívar

MiraTotal Empresa

26101113835598

32142503

2080

5868

268112230

5972

29812297

2028

84936

27681

12023

5824

3442

236421386530

2809

1311661483087

2398

210989669

29137

12788

6088

3694

246721987384

3447

14275

6366

31682505

219295709

3101213584

6266

3945

25612270

82153872

14908

6466

31982598

2279

101174

32251

144126526

4373

26572369

88164144

156316628

3249

2680

2342

106078

32787

15389

6906

4642

28072486

9573

4424

16207

6784

3349

27812400

110535

4.296.224.297.632.323.63

10.2810.545.792.582.363.903.435.41


En la tabla No 7, se presenta la evolución del consumo de energía eléctrica por

cantones desde el año 1992 a 1997 y el porcentaje de crecimiento.

Tabla 7: Evolución del Consumo de Energía Eléctrica en kWh por Cantones y Total

de EMELNORTE S.A. de los años 1992 -1997

Cantones

ibarra con Selva AlegreIbarra sin Selva AlegreOtavaloAtuntaquiCotacachiUrcuquíP¡ mam piroCayambeTabacundoTul canSan GabrielEl ÁngelBolívarMiraTotal Sistema conSelva AlegreTotal Sistema sinSelva Alegre

Años

1992

8736746351617463178448876758405405183218330111442405174104415695367159684315053922262588416113281643967

169307343

133557343

1993

7542886054893600184113547161351437144817181591671037216721546760314197864275612835266725818163431769341

168846881

148311621

1994

9205816356715773209011397357342538460919001311511756

219429979309490174562905378232284202418159801748441

189606594

154264204

1995

94396892595446022236086282643006124473207032216196542523070811046142190121015803390286040719210381854623

202564912

167712622

1996

91825353674851972575418499918957979338242453817925673004333914154415214021476813196319074620666132111742

219550073

195209913

1997

1035701867433982627915780110192238482412249813619133743320204317549160232806147496366345761322039742127777

244716658

215486298

Crecimiento%10.2715.929.3610.2715.926.395.8113.7825.247.838.205,666.465.29

7,65

10,04

En la tabla 8 se presenta la información estadística de la evolución de la Potencia,

Energía Generada o comprada, energía facturada, perdidas y factor de carga para

los años 1992 hasta 1997.

Tabla 8: Evolución de Potencia, Energía Generada, Energía Facturada, Pérdidas y

Factor de Carga de EMELNORTE S.A. para los años 1992 hasta 1977

Denominación

Demanda Máxima [ kW ]Energía Generada [ MWh ]Energía Facturada [ MWh ]Energía Perdida [ MWh ]Pérdidas [ % ]Factor de Cargaf % ]

Años1992

456201958161693072650913.5349.00

199344370

1957781688472693113.7550.40

199451040

2292371896073963017.2851.30

199554180

236475202565

3391014.3349.80

199660410

255303219550

3573513.9448.30

199764550

279374244717

3465712.4049.50

CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN S

En base a la información presentada en las tablas anteriores desde la 5 hasta la 8,

se procedió a la determinación de la proyección de la demanda por subestación y

para el sistema total para, los años 1998 hasta el 2002. Información que se presenta

en la tabla 9.

Tabla 9: Proyección de la Demanda, Energía Total, Energía Facturada, Pérdidas y

Factor de carga por Subestación y total de EMELNORTE S.A., para los años 1998

hasta 2002.

subestación

Taba cundo

Demanda (KWh)

Energía total (kWh)

Energía Facturada {KWh)

Pérdidas (%)

Factor de carga.

Cayambe

Demanda (KWh)

Energía total (Kvdi.)

Energía Facturada (KWh)

Pérdidas (%)

Factor de carga

Otavalo

Demanda (KW)

Energía total (KWh)


Pérdidas (%)

Factor de carga

Cota cachi

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Atuntaqui

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Años

1998

5084

24852613

21224131

14.6

0.558

8377

41825987

35719393

14.6

0.57

8544

38545642

32917979

14.6

0.515

2637

11783038

10062714

14.6

0.51

3459

15182301

12965685

14.6

0.501

1999

5621

27524734

23643745

14.1

0.559

8926

44646496

38351340

14.1

0.571

9081

41046073

35258577

14.1

0.561

2820

1264S858

10865369

14.1

0.512

3662

16104832

13834051

14.1

0.502

2000

6179

30257990

26052129

13.9

0.559

9509

47562462

40951279

13.9

0.571

9665

43686196

37613815

13.9

0.516

2976

13345972

11490882

13.9

0.512

3883

17074881

14701472

13.9

0.502

2001

6755

33136985

28597218

13.7

0.56

10100

50610512

43676872

13.7

0.572

10283

46569184

40189206

13.7

0.517

3131

14070220

12142600

13.7

0.513

4133

18210347

15715530

13.7

0.503

2002

7335

35983365

31125611

13.5

0.56

10715

53691155

46442849

13.5

0.572

10908

49496501

42814473

13.5

0.518

3279

14765511

12772167

13.5

0.514

4394

19359907

16746320

13.5

0.503

Crecimiento %

9.6

9.69

10.05

6.35

6.44

6.78

6.3

6.45

6.79

5.6

5.8

6.14

6.16

6.27

6.61


subestación

Diesel

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Retorno

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

San Agustín

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

El Chota

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

El Ángel

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

San Gabriel

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Tu lean

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Años

1998

9085

40988250

35003966

14.6

0.515

7335

31485493

26888611

14.6

0.49

3717

15954700

13625314

14.6

0.49

1445

5062896

4323713

14.6

0.4

4636

17504872

14931655

14.7

0.431

5519

20548277

17548229

14.6

0.425

1999

7240

33041587

28382723

14.1

0.521

4325

18982833

163066253

14.1

0.501

5742

25151103

21604798

14.1

0.5

3826

16454146

14134111

14.1

0.491

1486

5218645

4482816

14.1

0.401

4882

18432166

15833231

14.1

0.431

5620

20924628

17974255

14.1

0.425

2000

7685

35075693

30200171

13.9

0.521

4616

20258034

17442167

13.9

0.501

5861

26751045

23032650

13.9

0.521

3953

17001336

14638150

13.9

0.491

1531

5390444

4641172

13.9

0.402

5146

19429100

16728455

13.9

0.431

6172

22977060

19783249

13.9

0.425

2001

8132

37184977

32090635

13.7

0.522

4909

21586193

18628884

13.7

0.502

6228

28424635

24530460

13.7

0.521

4088

17616934

15203414

13.7

0.492

1586

5583661

4818648

13.7

0.402

5441

20542759

17728401

13.7

0.431

6496

24240009

20919128

13.7

0.426

2002

8567

39251255

33952336

13.5

0.523

5204

22884677

19795245

13.5

0.501

6573

30058479

2600584

13.5

0.522

4228

18223032

15762922

13.5

0.492

1636

5760622

4982938

13.5

0.402

5702

21579695

18666436

13.5

0.432

6768

25255557

21846057

13.5

0.426

Crecimiento %

5.71

5.85

8.09

6.29

6.36

6.61

4.56

6.06

6.3

3.27

3.38

3.71

3.15

3.28

3.61

5.31

5.37

5.74

5.23

5.29

5.63


subestación

Camal

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Sistema total sin Selva Alegre

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Sistema Total con Selva Alegre

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Sistema Total Global conSelva Alegre

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Sistema Total Global conSelva Alegre

Demanda (KW)



Pérdidas (%)

Factor de carga

Años

1998

1858

6916124

5906370

14.6

0.425

63121

290941272

231654788

14.5

0.49

67951

303577035

259254788

14.6

0.51

62069

266423465

227792063

14.5

0.490

66938

299053938

255392063

14.6

0.510

1999

1935

7202944

6187329

14.1

0.425

66737

287044884

246858600

14

0.491

67580

302512922

259858600

14.1

0.511

65658

282403879

242867336

14

0.491

66542

297866514

255867336

14.1

0.511

2000

2082

7750381

6673078

13.9

0.425

71195

306845572

264500883

13.8

0.492

72001

322300677

277500883

13.9

0.511

69748

300606174

259122522

13.8

0.492

70605

31 6054033

272122522

13.9

0.511

2001

2192

8181554

7060681

13.7

0.426

75542

325580644

281301676

13.6

0.492

76034

341021641

294301676

13.7

0.512

73882

318426489

275120487

13.6

0.492

74437

333859197

286120487

13,7

0.512

2002

2285

8526313

7375261

13.5

0.426

80070

345095312

298852540

13.4

0.492

80382

360523167

311852540

13.5

0.502

78737

339349769

293876900

13.4

0.492

79100

354770983

306876900

13.5

0.512

Crecimiento %

5.31

5.37

5.71

6.13

6.23

6.57

4.29

4.39

4.73

6.13

6.24

6.58

4.26

4.36

4.70

De la información presentada en la tabla 5, sobre el crecimiento de la población para

el período en estudio, se consideró el valor de 1.47%, valor que está dentro del valor

de 1.5% registrado entre 1982 y 1990 de acuerdo a lo que determinan los censos de

población y vivienda de dichos años.


La determinación del porcentaje de población servida se ha considerado que cada

consumidor residencial esta compuesto por 4.5 personas dependientes, con lo cual

la meta de EMELNORTE S.A,, de acuerdo el estudio es pasar del porcentaje de

población servida de 86% en 1998 a 93% en el año 2002.

Mediante la ayuda de la información presentada en las tablas 6 a 8 se realizo el

estudio de proyección de la demanda y de Energía total y facturada para los años

1998 a 2002, por subestación y en global para el sistema eléctrico de EMELNORTE

S.A., bajo dos esquemas, siendo el primero considerando la Industria Selva Alegre y

la segunda sin considerar aquella industria.

En el caso de la subestación Tabacundo esta se incrementa de 21224 MWh en 1998

a 31125 MWh en el 2002, que aproximadamente equivale al 10%.

Este crecimiento es ligeramente superior al del sistema global, puesto que en los

próximos años esta previsto en base a los programas de electrificación rural

incorporar a nuevos consumidores y además debido al desarrollo agroindustrial de la

zona.

El consumo de mayor incidencia en el crecimiento es el dedicado al Industrial

especial y bombeo de agua.

En cuanto a la demanda de potencia para el período en estudio esta variara de 5084

kW a 7335 kW. De la misma manera el tema pérdidas en base programas de control

y reducción se tiene como meta e! reducir de 14.6% a 13.5%.

Para el período su estudio según la información presentada en la tabla 9 la

subestación Cayambe se incrementará de 35719 MWh a 46442 MWh equivalente en

forma aproximada a 6.8% y la demanda aumentara de 8377 kW en 1998 a 10715

kW en el 2002. En este caso la demanda se ve afectada por la salida de la Central


Molinos la Unión. El crecimiento dado en este subestación, se debe a los sectores

residencial y comercial que se proyectan con un valor del 11% debido a su desarrollo

comercial.

En cuanto a la subestación Otavalo, esta tiene un crecimiento del 6.8%; los sectores

que incidirán que su crecimiento será el residencial y comercial. La demanda de

Potencia crece de 8544 kW en 1998 a 10908 kW en el 2002.

La subestación Cotacachi experimentará una variación de 1062 MWh en el año 1998

a 12772 MWh en el 2002 y la demanda será de 2673 kW a 3279 kW en el mismo

período.

Observando la información presentada en la tabla 9 para el caso de la subestación

Atuntaqui, la demanda variará de 3459 kW en 1998 a 4394 kW en el 2002. Hay que

destacar el crecimiento industrial de la zona.

La subestación Diesel, Retorno y San Agustín, Suministran de energía a los

cantones [barra, Pimampiro y Urcuquí, respectivamente, las proyecciones para el

período en estudio se presentan en la tabla 9.

La subestación El Chota, presenta su servicio a las zonas del Valle del Chota, parte

del Cantón Mira y el Cantón Pimampiro la demanda crecerá de 3717 kW en 1998 a

4228 en el 2002.

La subestación el Ángel está destina a proveer del servicio eléctrico al Cantón Espejo

y Cantón Mira. Estas áreas tienen como característica particular su limitado

desarrollo comercial e industrial, en consecuencia su crecimiento es reducido tal

como se puede observar en la información que se presenta en la tabla 9.

Los Cantones Montúfary Bolívar reciben el servicio eléctrico de la Subestación San

Gabriel.


En esta zona debido al asentamiento de industrias procesadores de leche y

derivados, la energía y su potencia se incrementaran tal como se muestra en los

datos presentados en la tabla 9.

Los cantones Tulcán y Huaca están servidos de las subestaciones Tulcán y Camal,

el crecimiento en este caso tal como se observa en los datos de la tabla 9 son

aceptables.

Finalmente se presentan valores de proyección de la demanda como sistema total

global considerando la inclusión o no de la industria importante que es Selva Alegre.

El sistema total considera el caso de las proyecciones por subestación, mientras que

la del global como en todo. En la información se nota una discrepancia en los

resultados debido a que se ha considerado el factor de coincidencia de las

demandas máximas por subestación. De la misma manera existe la incidencia de la

Industria Selva Alegre en la demanda de potencia y Energía del sistema Eléctrico de

EMELNORTE S.A..

1.3. DEMAJNTDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE LA ZONA DE

CAYAMBE

La subestación Cayambe tiene una capacidad de 10/12 MVA y posee cinco circuitos

primarios de distribución.

El circuito No 1 cubre la demanda residencial urbana y comercial y tiene una

capacidad instalada de 3220 kVA.

El circuito No 2 provee del servicio de electricidad a los consumidores residencial

urbano, industrial y residencial rural, con una capacidad instalada de 14552.5 kVA.

Es un circuito muy extenso la carga industrial y residencial rural es cubierta por el

circuito No 3 y tiene una capacidad instalada de 11955kVA.


Sirviendo una pequeña zona céntrica de la ciudad de Cayambe y la mayor extensión

rural, el circuito No 4 tiene una capacidad instalada de 1961 kVA.

Finalmente el circuito No 5 cubre parte industrial, residencial urbana y rural de

Cayambe y tiene una capacidad instalada de 6358 kVA.

Según, la información de la proyección de la demanda para el año 2002, la

subestación Cayambe ya tiene una demanda de 10715 kVA, que está sobre la

potencia nominal deí transformador cuyo valor es de 10 MVA, mientras que su

energía total es de 53983 MWh, Esto implica que es necesario una ampliación de la

capacidad de la subestación para cubrir la demanda de potencia y energía, ya que la

zona es predominantemente industrial.

1.4. CONDICIONES ACTUALES DEL SUMINISTRO DEL SERVICIO

ELÉCTRICO EN LAS ZONAS CAYAMBE Y TABACUNDO.

El Cantón Cayambe, se encuentra servida por medio de circuito primarios de

distribución que se derivan de la subestación Cayambe, la misma que se halla

interconectada por medio de una línea de subtransmisión que une a la subestación

Otavalo a 69 kV. La zona de Cayambe es una área que está en pleno desarrollo y

crecimiento, cuya demanda está en función de la agroindustria, el comercio y la

residencia, esto implica que EMELNORTE S.A. debe poner atención a los

consumidores de tal manera de dotar de un servicio de calidad, confiable y seguro.

Muy cercano se encuentra el Cantón Tabacundo, zona próspera que en la actualidad

está en pleno desarrollo y crecimiento, especialmente la demanda está sujeta a la

agroindustria, de allí que es necesario hacer una revisión permanente del sistema

eléctrico, tarea que EMELNORTE S.A. ha considerado como prioridad y resultados

de los estudios eléctricos es el diseño y construcción de la línea de subtransmisión a


69 kV Cayambe - Tabacundo, la misma que reemplazara a la línea a 34.5 kV que

parte de la subestación Alpachaca, pasa por la derivación de Atuntaqui luego a la

San Vicente y finalmente llegar a la población de Tabacundo, es decir tiene un

recorrido de 37.8 km. EMELNORTE S.A., en su plan de expansión del año 2001,

está contemplado la línea Cayambe - La esperanza a un nivel de voltaje de 69 kV,

con una longitud de 15 km. De la misma manera esta previsto la construcción de una

subestación en el sector de La Esperanza.

El objeto del tema que se va a tratar es el diseño de la línea de subtransmisión

Cayambe - La Esperanza, la misma que contribuirá a mejorar el servicio de

electricidad en la zona de Tabacundo.

CAPITULO 2

DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 69 KVDESDE LA S/E CAYAMBE A LA S/E LA ESPERANZA.

EMELNORTE S.A., en sus planes de expansión ha proyectado construir la

subestación la Esperanza de una potencia de 10 MVA, para cubrir la demanda de

energía, debido al crecimiento del sector productivo agrícola, floricultura y de su

población misma.

El diseño de la línea de subtransmisión a 69 kV desde la subestación Cayambe a la

subestación la Esperanza implica una serie de consideraciones de tipo técnico -

económico, que entre las más importantes se expondrán en este proyecto de

titulación y que se detallan a continuación;

2.1. PERFIL TOPOGRÁFICO PARA EL TRAZADO DE LA LINEA.

La ruta para el trazado de la línea fue seleccionada en forma conjunta con los

técnicos de EMELNORTE S.A., y coordinado por los técnicos de TRANSELECTR1C,

en el trazado se procuró evitar al máximo el cruce por zonas pobladas así como

también por vías de comunicación.

La zona del proyecto corresponde según las calificaciones hechas por el Ex -

1NECEL a la zona II, es lo que corresponde a la parte alta del territorio ecuatoriano,

comprendida en la cordillera hasta una altura de 2800 m.s.n.m la ruta de la línea

abarca a territorios pertenecientes a la provincia de Pichincha en las zonas

pertenecientes a los Cantones Cayambe y Pedro Moncayo.

El punto de llegada de la línea es la subestación la Esperanza ubicada en el sector

del mismo nombre.

CAPITULO II DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRANSMSION 17

Para el efecto de su trazado, se han tomado en cuenta las regulaciones establecidas

por los Municipios de las zonas de influencia del proyecto; las regulaciones

establecidas por el Ministerio de Obras Públicas, en cuanto tiene relación con la

distancia de la línea desde el eje de las vías carrozables de primero, segundo y

tercer orden, las prescripciones especiales que se establecen en las normas del Ex-

1NECEL para diseño de líneas de subtransmisión, en lo referente a cruzamiento y

paralelismo con otras líneas o con vías de comunicación, pasos sobre bosques,

plantaciones agrícolas o sobre zonas urbanas; prescripciones adicionales que para el

incremento de la seguridad de las personas y de las líneas se han establecido por la

Dirección de Aviación Civil.

El trazado de la ruta de la línea determina que su longitud sea de 11.95 km y que

debido a sus características esta contendría estructuras rurales con cable de guardia,

de hormigón armado y torres metálicas.

El tipo de terreno por el cual atraviesa la línea es plano e irregular, caracterizado por

la existencia de zonas agrícolas dedicadas al cultivo de flores y algunas zonas

ganaderas. Es necesario señalar que en el trayecto de la línea existe un número de

quebradas que son pequeñas, particularidades que permitió una adecuada selección

de estructuras y vanos.

El perfil topográfico del terreno con el eje de la línea se presenta en el plano 1 del

anexo 1.

2.2 DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRASMISION DESDE LASUBESTACIÓN CAYAMBE A LA SUBESTACIÓN LAESPERANZA

La línea de subtrasmisión a 69 kV, desde la subestación Cayambe a la subestación

La Esperanza, se encuentra ubicada en los cantones Cayambe y Pedro Moncayo,

CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 18

pertinente a la provincia de Pichincha y que están dentro del área de concesión de

EMELNORTE S.A..

El trazado de la ruta de la línea determinó que su longitud será de 11.95 km.

La expansión de las plantaciones florícolas, que se realizará en el futuro debido a su

crecimiento y la puesta en marcha del canal de riego de Tabacundo, determinó una

adecuada selección de la estructura y vanos de tal manera de preveer plantaciones

florícolas que serán sembradas por debajo de la línea a construirse.

El trazado de la línea se presenta en el plano 1 del Anexo 1.

2.3 SELECCIÓN DE CONDUCTORES.

El conductor a utilizarse para las fases será de aluminio, sección 266.8 MCM,26 hilos

de aluminio y 7 hilos de acero, del tipo ACSR, denominado PARTRIDGE. Su

temperatura no podrá ser mayor a 45 grados centígrados en régimen permanente,

considerando que actúa a través del conductor un viento 60km/hora de velocidad y

una temperatura ambiente de 12 grados centígrados.

En lo que respecta a la selección del cable de guardia, se consideró la importancia

del mismo en el aislamiento de la línea, debido a que permite su blindaje o

apartamiento contra descargas atmosféricas y la protección se complementa con los

relés de protección que desconectan la línea cuando el sobrevoltaje origina

cortocircuitos.

En este caso es necesario el uso del cable de guardia considerando la zona en la

que se construirá la línea que tiene una alta probabilidad de descargas atmosféricas.

El cable de guardia será de acero protegido contra la corrosión; es decir, galvanizado

de 9.0 mm de diámetro y de una sección aproximada de 50 mm2.


El límite térmico del cable de guardia deberá resistir durante 0.1 seg. la corriente

máxima de cortocircuito fase-tierra prevista para la línea sin que su temperatura se

eleve a más de 200 grados centígrados, considerando nula la disipación del calor del

conductor de guardia. Para corrientes debidas a descargas atmosféricas deberá

resistir por 0.001 seg. La corriente máxima prevista para las descargas atmosféricas.

El cable de guardia deberá conectarse directamente a las estructuras de hormigón

armado y en su parte metálica a las torres.

2.4. HERRAJES.

Los herrajes seccionados deberán ser prácticamente inalterables a la acción

corrosiva del ambiente por lo mismo serán galvanizados en caliente con un

terminado de alta calidad.

Las grapas de retención deberán contener una superficie antideslizante y deberán

soportar una tensión mecánica en el cable del 90% de la carga de rotura del mismo.

Las dimensiones de los herrajes deberán ser normalizadas de acuerdo a las normas

para las líneas de 69 kV emitidas por el ex INECEL.

2.5. AISLADORES.

Los aisladores a utilizarse en la construcción de la línea serán de porcelana. Sus

partes metálicas deberán estar adecuadamente protegidos por la acción corrosiva

del ambiente.

Se utilizarán los aisladores disco de tipo suspensión con acoplamiento bola-rotura de

254mm de diámetro y espaciamiento de 146 mm. La distancia mínima de fuga de los

CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 20

aisladores está definida en conformidad a la selección y cálculos efectuados en base

a la clase de contaminación a la que está sometida casi el 100% del sector por la que

atraviesa la línea,

2.5.1. Criterios básicos para la determinación del tipo de aislamiento.

En las líneas de subtransmisión, el objetivo principal es elegir el aislamiento para

mantener una continuidad satisfactoria de servicio, al cumplir con todos ios

requerimientos de las distintas solicitaciones a las que están sometidas.

Es práctica usual determinan primero el número de aisladores requeridos de un

diseño dado por contaminación y a partir de este número de aisladores verificar el

comportamiento del aislamiento frente a otras solicitaciones.

Los aisladores a utilizarse deberán tener las siguientes dimensiones:

Aislador tipo disco:

- Espaciamiento unitario: 146 mm

- Diámetro: 254 mm

- Distancia de fuga de aislador normal: 290 mm.

2.5.1.1. Longitud de la cadena de aisladores

La longitud de la cadena de aisladores se obtiene da la siguiente expresión:

Lc=Ca + Hc (mm) (2.1)

Donde:

Le : Longitud de la cadena de aisladores en mm

Ca : Longitud según el número de aisladores.

He : Longitud de los herrajes.


Ca^N.la (2.2)

Hc = g + bh + re (2.3)

Siendo :

N ; Número de aisladores

La : Longitud de cada aislador

g : Longitud de la grapa de suspensión

bh : Longitud de la bola de horquilla

re : Longitud de la rótula corta

Entonces aplicando las ecuaciones para el caso presente se tiene:

Lc = 6*146 + He (mm)

He = 50+ 93 + 45= 188 mm

Le =876+ 188 = 1064 mm = 1.064 m.

Para este caso se ha seleccionado 6 aisladores

2.5.1.2. Cálculo del aislamiento por contaminación ambiental.

Se ha determinado que para una contaminación constante, el voltaje que puede

resistir un aislamiento es proporcional a la distancia de fuga. En consecuencia, para

cumplir con esta solicitación se debe determinar un número tal de aisladores cuya

distancia cumpla con los requerimientos establecidos para el grado de contaminación

por donde pasa la línea.

El tipo de contaminación al que está sometida esta línea a lo largo de su ruta de

recorrido se la considera de un tipo moderado.


Se caracteriza por grandes extensiones de terrenos agrícolas y sometida en gran

parte a la acción de los químicos utilizados en fumigación.

De io expuesto se determina que la contaminación es de clasificación tipo C, El

número mínimo de aisladores requeridos por contaminación está determinado por la

ecuación:

(2.4)v 'd*df

Donde:

Nc

V

d

b

d

Dfo

Ta

Número mínimo de aisladores requeridos por contaminación

Voltaje máximo entre líneas (kV)

Densidad relativa del aire

Presión barométrica (cm Hg).

Distancia de fuga del aislador

Distancia de fuga para un cierto grado de contaminación (cm/kV)

Temperatura ambiente (°C).

El número de aisladores por contaminación para este caso por ambiente tipo C, es

similar al determinado para la cadena de aisladores normal, es decir son 6.

2.5.1.3. Aislamiento requerido por sobrevoltajes transitorios debido a

maniobra.

Los sobrevoltajes transitorios tienen una probabilidad de ocurrencia muy baja durante

la vida útil de una línea. Proyectar el aislamiento de las líneas para que resistan


todos los sobrevoltajes resulta antieconómico. Los sobrevoltajes transitorios de dan

en condiciones distintas de las normales.

El tratar el tema es demasiado complejo y considerando la zona por donde atraviesa

la línea no exige. De tal manera con el número de aisladores ya determinados

anteriormente se cubre estos efectos transitorios.

2.5.1.4. Aislamiento por sobrevoltajes de origen externo.

El aislamiento de la línea por cubrir los sobrevoltajes de origen externo, que tiene un

cable de guardia, la importancia se da a ia puesta a tierra de las estructuras ya que

cuanto menor sea el valor de la resistencia de puesta a tierra, tanto más eficaz será

la protección de cable de tierra contra la corriente producida por las descargas

atmosféricas.

Al caer una descarga sobre una línea con cable de guardia pueden presentarse dos

situaciones que se manifiestan en dos tipos de perturbaciones que son:

Perturbaciones ocasionadas por la caída directa de la descarga sobre la

estructura y sobre el cable de guardia de la línea.

Perturbaciones ocasionadas por la descarga directamente sobre los conductores

de la línea.

El aislamiento deberá resistir los sobrevoltajes de origen atmosférico a la altura

máxima de la línea sobre el nivel del mar. Para este caso y según las

recomendaciones de las normas del Ex- INECEL, se aceptará un total de dos fallas

anuales por circuito trifásico y por 100 km de longitud de líneas y se supondrán para

el cálculo niveles isoceráunicos máximos.


Para el apantallamiento de la línea se adopta un ángulo de 30° que es el que forma

la vertical que pasa por el punto de fijación del hilo de guardia con la recta

determinada por este con el conductor. Este ángulo asegura que la probabilidad de

descarga directa sobre los conductores sea mínima.

2.6. ESTRUCTURAS Y ACCESORIOS DE POSTES, TORRES Y

LÍNEA.

Los conductores de cada una de las fases de la línea se fija mediante aisladores y el

cable de guardia de modo directo a las estructuras. Estas estructuras serán de dos

tipos a saber de hormigón armado para la mayor parte de la línea y torres metálicas

para zonas especiales donde las circunstancias así lo exigieran.

Los materiales empleados deberán presentar una resistencia elevada a la corrosión y

en caso de no poseerlo será necesario darles el tratamiento adecuado.

Las varillas preformadas, las grapas de suspensión, las grapas de retención,

conectores, etc., estarán de acuerdo con las especificaciones y tamaño del conductor

que se seleccionó.

2.6.1. Estructura de Hormigón

Los postes de hormigón son las estructuras que se utilizarán en su mayor parte en la

construcción de la línea y son de 1000 y 1200 Kg de 16.5 y 18m de longitud, los

mismos que irán asentados en losetas de sustentación.

2.6.2. Estructura de hierro o torres.

Las estructuras de hierro serán fabricadas con perfil en L abiertos de por lo menos 4

mm de espesor, serán galvanizados en caliente y su sujeción se hará mediante


tornillos de cabeza redondeada, tipo remache. Estos tornillos no podrán hacérselos

en planos de perfil de anchura menor a 35 mm.

Las torres irán asentadas en bases o plataformas de hormigón armado de 2.59 x

2.59 m2.

Durante su montaje se deberá tener precaución para evitar perjuicios a las

superficies galvanizadas, así mismo se cuidará que los perfiles se guarden en

sectores secos y limpios.

Las torres a utilizarse en la construcción de la línea serán 5 tipo retención de 23 m de

altura.

2.6.3. Tensores

Para ios tensores se utilizará cable de acero galvanizado de alta resistencia

mecánica, con un diámetro no inferiora 9mm protegidos contra la corrosión mediante

el galvanizado.

Las varillas de anclaje deberán ser de acero galvanizado y de un diámetro no inferior

a 16 mm.

Los anclajes se fijarán en bloques de anclaje de hormigón armado de dimensiones

normalizadas. Tal como se muestra en el Anexo 2.

2.6.4. Numeración y avisos de peligro.

En cada estructura se marcará el número que le corresponda, de acuerdo con el

criterio de comienzo y fin de la línea, de tal forma que las cifras sean fácilmente

legibles desde el suelo.


Estas deberán ser pintadas con números de color rojo de 25 cm de alto en fondo de

color blanco.

Los números irán colocados en una de las caras laterales de los postes, siendo esta

la que apreciarse desde la ruta de ingreso a la estructura desde la vía de

comunicación más próxima a la estructura.

2.7. CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA.

Uno de los factores más importantes dentro de la operación de la línea y que debe

ser determinada para su cumplimiento es la regulación de voltaje, la cual debe estar

en el orden del 5% en las barras de la subestación la Esperanza, con una potencia

nominal de 8 Mw y factor de potencia de 0.85, que será la carga más representativa.

2.7.1. Característica Generales de la línea

La línea tiene las características que se señalan:

Voltaje de recepción : 69kV

Porcentaje de Regulación ; 5%

Longitud de la línea : 11.95 km.

Conductor :

• 266.8 MCM, clave Partridge.

. Sección total: 157.20 mm2

• Diámetro total: 16.28 mm

• Diámetro del hilo de aluminio: 2.57 mm.

• Diámetro de hilo de acero: 2.00 mm

• Número de hilos de aluminio: 26

• Número de hilos de acero: 7


Disposición de los conductores en triángulo de acuerdo a la estructura S1G, de

las normas para líneas de 69 kV, según gráfico.

3.14 m

3.14 m

Es decir,

di2=3.14m

d23=3.14m

d13~2 m

2.7.2. Parámetros Eléctricos de la línea.

2.7.2.1 Resistencia Eléctrica

La zona II, según las normas para líneas de 69 kV, corresponde a una temperatura

de 12 °C.

La temperatura media de la zona es de 25°C, sin embargo existen épocas en las que

esta temperatura puede alcanzar valores superiores al señalado, sumando a ello la

temperatura originada por el efecto joule, por lo que el cálculo se realizará con el

valor de la resistencia de corriente altura Rae a 75°C, siendo su valor obtenido de las


tablas para el conductor que se ha seleccionado de 0.2392 ohmios, valor que

corresponde para condiciones extremas.

Si se considera despreciable el efecto pelicular, entonces la resistencia total de la

línea para la longitud que tiene la línea de subtransmisión y según el valor de tablas,

se tiene;

R = 0.2517 ohmios/ km x 11. 95 km = 3.0078 ohmios

2.7.2.2. Reactancia Eléctrica

El valor de la inductancia por fase del circuito, no utilizado el acero como conductor,

se calcula por;

0.5 +4.605 Ig

H

10~4 km (2.5)

donde;

De ; Distancia equivalente

rg ;Radio geométrico medio de cable

Además:

= r.n.Rn"1 (2.6)

Donde;

n : Número de conductores por fase

r : Radio del conductor


En consecuencia ios valores para el caso de la línea que esta bajo análisis es

= D12-D13-D23

= 3.14*3.14*2 = 3.1644 m.

*r = 6.6064 mm.

Para el conductor ACSR, 266.8 MCM, 26/7,

0.5 + 4.605 Ig3.1644

6.6064x10-•10-4

Lk =1.2843 mH/km

La reactancia por km será,

XL =27r.f.Lk =2n* 60* 1.2843*1 0"3 =0.4842 ohmios/km

y la reactancia total,

XL= 0.4842* 11.95 = 5.7862 ohmios

2.7.2.3. Reactancia Capacitiva

De tablas, el valor de la reactancia capacitativa del conductor 266.8 MCM ACS R de

composición 26/7, es de 0.067 Megaohmios / km a una frecuencia de 60 Hz,

La capacidad para una fase del circuito está dada por ia ecuación;

c=log

x1Q-9[F/km] (2.7)


que reemplazando los datos, se tiene:

= 9.3168nF/km,

y, la suceptancia total portase será,

B = 2*71*60*9.3168 *10'y*11.95 = 41.9727 x1CTbmhos

2.7.2.4. Conductancia Eléctrica.

En este caso se considera despreciable este valor debido a la buena calidad de

aislamiento de la línea, no existen corrientes entre los conductores y las estructuras,

ni superficialmente o a través del aislamiento, por lo cual en este caso sería nulo el

valor de la conductancia.

Pero, en realidad se puede estimar que existe corriente, ya que la resistencia que

ofrecería el aislamiento no puede ser infinita y se obtiene que la conductancia, será

el inverso de la resistencia de aislamiento. Portante,

[(Pérdida)R(aislamiento)

(2.8)

La conductancia de una línea varía mucho, según el grado de humedad de la

atmósfera en tiempo seco y la línea bien aislada es nula, como ya se ha señalado.

El valor de la conductancia en función de las pérdidas de energía será:

P(kw/km) 3 [mhos/km]V2(kV) l J

(2.9)


2.7.2.5. Resumen de Parámetros Eléctricos

Los parámetros eléctricos calculados en los numerales anteriores, se resumen de la

manera siguiente:

Impedancia;

Z = R + jx = 3.0078 -i- J5.7862 ohmios

= - = GFJB=-J41.9727x10'6 .Z. mhos

Z =6.5213 ohmnios

y el argumento: 62.53°.

2.8. CALCULO DE LA CAED A DE VOLTAJE.

El cálculo de la caída voltaje, se ha determinado para diferentes valores de potencia

transmitida y factor de potencia. La caída de voltaje esta donde dada por la siguiente

expresión, en la que se desprecia la admitancia por tener un valor muy pequeño.

Pr*ZVr*cosG

(2.10)

en donde:


Vr : Voltaje de recepción

Z : Impedancia

Pr : Potencia de Recepción

Cos 6 : Factor de Potencia

El objeto del cálculo es para conocer que los valores de voltaje para diferentes

cargas y factores de potencia en el extremo receptor, que es la subestación la

Esperanza, están dentro de los limites máximos admisibles de regulación, es decir,

del 4 - 5% del voltaje nominal de entrega. En el caso presente, la obtención de una

buena regulación de voltaje es importante ya que si se toma en cuenta la longitud de

la línea desde la subestación Otavalo a Cayambe es de 26.5 km.

Los cálculos de la caída de voltaje para diferentes potencias de recepción y factores

de potencia, de conformidad con (2.10), se resumen en la tabla 10. que se presenta

a continuación.

Para los cálculos se considera,

Vr = 69 kV

Pr^ 6,7,8,9 y 10 Mw

Los cálculos efectuados demuestran que si se mantiene un nivel de voltaje de 69 kV

en las barras de la subestación la Esperanza, en el caso más crítico que la potencia

sea 10 Mw, la caída de voltaje será de 1.95%, y para un factor de potencia de 0.7.

Sin embargo es conveniente el realizar estudios de flujos de potencia para conocer el

estado de la operación del sistema eléctrico de EMELNORTE S.A. y tomar los

correctivos que el caso exija.


Tabla 10; Valores de caída de voltaje

Potencia deRecepción

(kW)

600060006000600070007000700070008000800080008000900090009000900010000100001000010000

Factor dePotencia

10.9

0.850.71

0.90.850.71

0.90.850.71

0.90.850.71

0.90.850.7

Caída deVoltaje (V)

327.01363.34384.72467.16381.51423.9448.84545.01436.01484.46512.95622.87490.52545.02577.08700.74

' 545.02605.58641.2

. 778.6

Regulación/o/ \)

0.820.910.961.170.961.061.131.371.091.211.291.561.231.371.451.761.371.521.611.95

2.9. CALCULO DEL RENDIMIENTO ENERGÉTICO.

Considerando que en los puntos de emisión y recepción, los valores de las corrientes

son iguales, las pérdidas son:

Pérdida de Potencia

P = 3I2R (2.11)

Potencia Transportada

y el rendimiento será,

P=3VCos6 (2.12)


71 =Pr

Pr+Pp

donde:

Pr ; Potencia de recepción.

Pp : Potencia de pérdidas.

El porcentaje de pérdidas de potencia está dado por,

vicose vcose [2.13]• L J

en donde,

PSVCosG

(2.14)

Reemplazando (2,14) en (2,13), se tiene:

RP

o también.

en donde.

V2cos2e x100 (2.15)

Pp(%) =Cos2e

(2.16))

De tal manera que,

CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMESIÓN 35

(S9884.39)2=1.8908X10

-

En la tabla 11 se presenta los valores del rendimiento energético.

Tabla 11: Rendimiento

Potencia deRecepción(kW)

600060006000600070007000700070008000800080008000900090009000900010000100001000010000

Factor dePotencia

10.90.850.710.90.850.710.90.850.710.90.850.710.90.850.7

Pérdida dePotencia(kW)

22.68928.00531.39846.29630.87938.12442.74163.02140.33849.80055.83082.32051.05163.03070.664104.19463.02677.80187.223128.610

Rendimien.(%)

99.6299.5499.4899.2399.5699.4699.3299.1199.5099.3899.3199.9899.4499.3099.2298.8699.3799.2399.1498.70

Los cálculos de! rendimiento señalan un valor aceptable cuyo valor de 98.73 %,

muestra que en el caso del transformador estar suministrando una carga superior al

valor de placa en la línea las pérdidas están en el orden de 128.61 kW. Si se

considera una carga de 6000 kW y un factor de potencia 0.7, las pérdidas en la línea


son 46.296 kW y un rendimiento del 99.23% que son valores que están dentro

márgenes aceptables,

2.10. CÁLCULO MECÁNICO

2.10.1. Cálculo de la distancia entre conductores

La consideración de mantener una distancia adecuada entre los conductores que

forman las fases de una línea aérea es de importancia para que exista una buen

servicio y de la misma manera esté mejor protegida cortocircuitos entre líneas o de

los conductores a tierra, debido a la presencia de oscilaciones de los conductores por

la acción del viento.

La altura de las estructuras será la necesaria para que ios conductores con su flecha

máxima vertical, queden situados por encima de cualquier punto del terreno o

superficie de agua a una altura mínima de 6m. El valor se obtiene de:

Distancia = 5.30 + V = 5.76 m.

150

En las hipótesis de cálculo de flechas máxima se mantendrá una distancia inferior en

un metro a la señalada anteriormente, considerando en este caso el conductor con la

desviación producida por el viento.

Los conductores de una misma barra pertenecientes a una misma tema deberán

tener entre si una distancia definida por la siguiente ecuación, válida para

conductores de una misma sección, igual material y flecha.

(2.18)


donde:

a : Separación de los conductores en metros

fe : Flecha normal, del conductor en metros para la condición máxima de

temperatura y vano máximo.

Ic : Longitud de la cadena de aisladores en m.

En caso de anclaje le = o, para el presente caso le = 1.064 m.

Ki : Factor que depende del ángulo de inclinación del conductor debida al viento.

K2 : Separación mínima en medio vano es decir,

K -r\ —2 150*a

donde a= 1

2.10.2. Cálculo del ángulo de oscilación de los conductores debido al viento.

El ángulo de oscilación de los conductores debido al viento está dado por,

= artg- (2.19)P

donde:

f : Fuerza del viento en condiciones máximas [Kg /mj

P : Peso del Conductor

2.10.3. Ecuación de cambio de Estado del Conductor

Esta ecuación se utiliza para determinar la tensión de los conductores en función de

ciertas características de la zona por las que atraviesa la línea como son: viento y

CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 3 8

temperatura. Es necesario conocer las condiciones iniciales del conductor para

posteriormente el determinar el estado mecánico final del mismo.

2.10.3.1. Hipótesis de Cálculo

Se calcularán las tensiones finales en función de vano medio aceptado para el nivel

de voltaje que en este caso es 69 kV y para la zona 2, cuyos datos se presentan en

la tabla 12.

Tabla 12: Parámetros para la zona II

Condición

Final 1Final 2Final 3Inicial

TemperaturaZona 2 (°C)

45-5512

Viento(Km/h)

60

Tensión

(%)

25

Durante todo el estudio la zona 2 corresponde a la Sierra.

La condición final 1 permite calcular la flecha máxima y la plantilla que se utilizará en

la localización de los postes y torres sobre el perfil topográfico.

La condición final 2 permite verificar el libramiento en caso de cruce con una línea

existente que pasa por debajo de ella.

La condición final 3 permite determinar la tensión máxima resultante, la cual se utiliza

para el.diseño de las estructuras y sus fundaciones.

CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 3 9

Para el cálculo de las fechas se utilizan las mismas hipótesis además, de que se

simula un estado de sobrecarga continua en la línea.

Las condiciones son; temperatura igual a 45°C y no se considera carga debido al

viento.

Los dos procesos se implementarán de igual forma para el cálculo de tensiones y

flechas en el cable de guardia, aunque según las normas del Ex- 1NECEL, se puede

obviar el cálculo exacto y determinarlo de una manera aproximada.

2.10.3.2. Cálculo de la tensión y flecha del conductor o cable de guardia.

Para el cálculo de la tensión final del conductor o cable'de guardia se debe aplicar la

ecuación de cambio de estado, la cual hace una aproximación entre la verdadera

curva que forma el conductor (catenaria) y la parábola cuya ecuación es más

sencilla, lo que simplifica el desarrollo de la ecuación de los cálculos, dando por

supuesto resultados muy aproximados que son aceptables para el presente estudio.

La ecuación del cambio de estado es,

(2,o)

donde;

w : Peso del conductor o del cable de guardia ( o el peso aparente en caso

de sobrecarga por acción del viento (kg /m.mm2).

Qiy Qa : Temperaturas a las que puede estar sometido el conductor o cable de

guardia (°C).


E : Módulo de elasticidad del cable Kg /mm2

a1 : Coeficiente de dilatación lineal del conductor o cable de guardia (1/°C)

T, : Tensión inicial correspondiente a Q^kg)

T2 ; Tensión final correspondiente a Q2(kg)

Para el cálculo de la flecha del conductor o cable de guardia se utiliza la siguiente

expresión:

(2.21)V ;8T

donde:

f : Flecha del conductor o del cable de guardia (m)

a : Vano para el que se realiza el cálculo (m)

w : Peso del conductor (Kg/m).

T : Tensión final (Kg)

También en forma aproximada, se calcula la flecha del cable de guardia, mediante la

siguiente ecuación.

fcg = O.Qfc (2.22)

Donde:

fcg : Flecha del cable de guardia (m)

fe : Flecha del conductor (m).

Mediante la ayuda de ios programas computacionales existentes en Transelectric, se

obtuvieron los resultados los mismos que se presentan en las tablas 13, 14 y 15.


En la tabla 13, se observa los datos que son necesarios para el cálculo y los

resultados que se obtienen de resolver la ecuación de cambio de estado. De la

misma manera, se obtiene información de la tensión de los conductores para

condiciones de frío, máxima carga, caliente y emergencia para valores variables de

varios.

En la tabla 14, se tiene los cálculos de la catenaria para un vano de diseño dado en

la tabla y un gráfico con las cuatro curvas, para las condiciones de frío, máxima

carga, caliente y emergencia.

De la misma manera en la tabla 15, se presenta el resumen de los cálculos de las

flechas para las condiciones de frío, máxima carga, caliente y emergencia para

varios valores de vano.

Estas tablas facilitan la información para el trazado de la línea en el perfil topográfico.

2.10.3.3. Capacidad térmica del Conductor.

Para determinar la capacidad térmica del conductor, se utiliza la ecuación de

equilibrio térmico, el cual permite el determinar el diámetro mínimo por límite térmico

que el conductor debe cumplir, bajo las condiciones siguientes: la temperatura del

conductor no podrá ser superior a 80°C en estado permanente, la corriente máxima

admisible se calculará para la cota máxima de la línea con un viento de 0.61 m/seg,

efecto del sol, factor de emisividad de 0.5 y con temperatura de 12°C.

La ecuación es:

Q, + Q. = Q0+Qr (2.23)

donde:


Qj : Calentamiento por efecto joule (w/cm)

Qs : Calentamiento por radiación solar (w/cm)

Qc : Pérdidas de calor por conversión (natural y forzada) (w/cm)

Qr : Pérdidas de calor por radiación (w/cm).

Si se cumple la ecuación de equilibrio térmico, se asegura que la temperatura del

conductor, no sea superior a la temperatura de servicio recomendada.

Las pérdidas de calor por radiación, se calcula por,

Qr=7t*Em*S*d(T24-T1") (2.24))

donde:

O..

E

S

d

m

Pérdida de calor por radiación expresada en w/cm de longitud de conductor.

Emisividad del conductor2Constante de Stefan - Boltzman que es igual a 5.7 x 10 n-\vlcm

Diámetro del conductor, expresado en cm.

Temperatura del conductor expresada en °K

Temperatura del aire expresada en ° K

Las pérdidas por convección se deben a dos casos natural y forzada.

Las pérdidas de calor por convección y natural, se determinan mediante la siguiente

expresión:

Qc = 12.8 * 1CT4 * 0 • (d3 * 0J"233 (2.25)

Qc : Pérdidas por conexión natural en W/cm de longitud

0 : Elevación de temperatura del conductor en °C.

CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRAKSMSIÓN 43

d : Diámetro del conductor en cm.

La convección forzada, se determina por;

Qc=13.8*10-4*9(Vefxd)a448 (2.26)

donde;

Qc : Perdidas de convección forzada expresada en W/cm de longitud de

conductor.

9 : Elevación de la temperatura en °C

d : Diámetro del conductor en cm.

Vef : Velocidad efectiva del viento en cm/seg.

La velocidad efectiva del viento se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:

Vef =V*5 (2.27)

Donde:

Vef : Velocidad efectiva del viento en cm/seg.

V : Velocidad mínima del viento en cm/seg.

6 : Densidad relativa del aire.

La densidad relativa del aire se puede determinar por:

5 = 0.383——— (2.28)273+ T1 V

Donde:

5 : Densidad relativa del aire

Pb : Presión barométrica del aire en mm Hg.

T1 : Temperatura del aire en °C

CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMtSIÓN 44

Las pérdidas de calor por radiación solar se determinan por:

Q s =a*s 2 *d (2.29)

Donde;

Qs : Calentamiento por radiación solaren W/cm de longitud del conductor

a : Coeficiente de absorción solar

s2 ; Intensidad de radiación solar en W/cm2

d : Diámetro del conductor en centímetros

El calentamiento por efecto joule debido al paso de la corriente por el conductor se

determina por la siguiente expresión:

Q j = ! 2 - R (2.30)

Donde

QÍ : Calentamiento por efecto joule en W/cm de longitud de conductor.

1 : Máxima intensidad de corriente admisible en el conductor en amperios.

R : Resistencia del conductor a su temperatura máxima admisible en ohmios/ cm

de longitud de conductor.

La máxima corriente admisible del conductor se determina por

Pmáx (2.31)Jef*kV

Donde:

Pmáx '. Potencia máxima a transmitirse en MVA.

Nef : Número de conductores por fase.

KV : Voltaje nominal de transmisión entre fases en kV


La resistencia del conductor a su temperatura máxima admisible se determina por:

(2.32)

Donde

Ro : Resistencia del conductor a 60 Hz y a una temperatura de 25 °C.

p : Coeficiente de variación de la resistencia con la temperatura en 1/°C

T2 : Temperatura máxima admisible de conductor en °K

T1 ; Temperatura del conductor para una resistencia conocida en °K

La ecuación del equilibrio térmico es universal y sirve para determinar la capacidad

térmica del conductor que se ha seleccionado o a su vez se remplazara por otro.

El valor de la resistencia debe ser el correspondiente a corriente alterna. Para cables

que no tienen acero se puede usar el valor de la resistencia en comente continua,

para conductores tipo ASCR, el valor de la resistencia en corriente alterna es

superior al de corriente continua en cuanto a la temperatura los valores que se

utilizan son los que corresponden a la zona por donde atraviesa la línea y son

determinados por el EX- INECEL.

Los valores de la intensidad de la radiación solar, se dan en tablas de valores

calculados de acuerdo a datos suministrados por el Instituto Nacional de

Meteorología e Hidrología.

En el caso de conductores recientemente instalados esta en condiciones de perfecta

brillantes pero con el transcurso del tiempo se oxida, la cual depende de la atmósfera

en la que se encuentre el conductor. Para" el calculo se considera un factor de

emisividad de 0.5, el valor que corresponde a conductores en mediano estado de

envejecimiento. El coeficiente de absorción solar por idénticas razones se toma igual

al factor de emisividad es decir, igual a 0.5.

CAPITULO II DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRANSMSION 46

El conductor alcanza su máxima temperatura de diseño en pocas ocasiones, ya que

requiere de la coincidencia de todos los factores severos y que mantienen esa

temperatura únicamente en corto tiempo, en consecuencia, se puede usar como

temperaturas de diseño 100 °C o más. Sin embargo no se recomienda la operación a

temperaturas mayores a 80 °C.

De tal manera que de acuerdo con todos estos considerandos más la ayuda de las

ecuaciones y los programas digitales existentes en Transelectric los resultados se

presentan en la tabla 16, lo cual para el conductor seleccionado la información es

aceptable.

2.11. LOCALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS

Los cálculos eléctricos ayudan a conocer la posible operación de la línea, mientras

que las consideraciones del ambiente más información de características mecánicas

de los elementos a emplearse en la línea así como el más determinante el perfil

topográfico, ayudan al trazado de la línea y localización de las estructuras.

El perfil topográfico con la localización de las estructuras y características de trazado

de la línea se presentaron en el anexo 1.

En la tabla 17 se presenta el resumen de listado de las estructuras que se requieren

para la construcción de la línea, así como en el anexo 3 se presenta un diagrama a

manera de ejemplo de la estructura SG1, extractado de las normas para líneas de

subtransmisión publicado por el EX- INECEL


2.12 Lista de Materiales

En base al listado de las estructuras presentadas en le mineral 2.11, en la tabla 18,

se presenta el listado de los materiales a ser usados en las estructuras que

soportarán los conductores de la línea.

La tabla 19, presenta un resumen de la lista de los perfiles de las estructuras que se

requieren para el armado de las torres,

2.13 Presupuesto

El diseño de la línea de Subtransmisión Subestación Cayambe - Subestación La

Esperanza determina la elaboración de un presupuesto para ejecutar su construcción

el mismo que se resume en la tabla 20,21 y 22.

El costo total dei proyecto es de USD 504.737,00.

2.14 Tablas de Tendido

Como un aporte para la construcción de la línea se hicieron los cálculos para

preparar las tablas de tendido, la misma que se resume en las tablas desde la 23

hasta la 38. De igual manera se presenta en el anexo 4 la tabla de hipótesis de carga

de las estructuras.


Tabla 13

PASO 1 ECUACIÓN DE ESTADOFAVOR ESCRIBA LOS DATOS EN LAS CASILLAS GRISESLAS CASILLAS BLANCAS LAS CALCULA EL PROGRAMA

ZONACONDUCTOR TIPOE.D.S.% TENSIÓN DE RUPTURAVELOCIDAD VIENTO km/hVELOCIDAD MÁXIMA VIENTOVANO DISEÑO (ENTRE 300 - 500)TEMPERATURA ESTADO 0TEMPERATURA EN CALIENTEDELTA TEMPERATURATENSIÓN DE RUPTURA kgPESO UNITARIO kg/mMOD ELASTICIDAD inicial kg/mm2MOD ELASTICIDAD final kg/mm2SECCIÓN mm2DIÁMETRO DEL CABLE mmCOEF DILATACIÓN LINEAL 1/CLIMITE DE VANOSLIMITE SUPERIORLIMITE INFERIORINCREMENTO

FVUVMVT1T2tTRPOElEFADCDL

C1C2C

2partridge

180

60200124533

51000.54752008360

157.2316.3

0.0000195

110010050

ESTADOMIN TEMP MAX CARGA EMERGEN

-5 5 60

EFECTIVO VIENTO0.00 0.550.28 0.62

ECUACIÓN DE ESTADOVANO

100150200250300350400450500550

6006507007508008509009501000

TENSIÓNFRIÓ

1262.151180.701108.941056.311020.32995.85978.86966.73957.83951.13945.96941.91938.67936.05933.89932.09930.59929.31928.21

MAX CARGA1080.771068.891059.561052.921048.281045.021042.671040.951039.651038.661037.881037.261036,761036.361036.021035.731035.501035.291035.12

CALIENTE509.35613.68686.24737.89775.35803.03823.86839.79852.18861.96869.78876.13881.34885.66889.27892.32894.92897.15899.08

EMER420.41535.58619.25680.97727.12762.09788.93809.83826.32839.48850.13858.83866.01872.00877.05881.32884.98888.13890.85


Tabla 14

PASO 2 CALCULO DE LA CATENARIA

TENSIÓN VANO DE DISEÑOPARÁMETRO a

ECUACIÓN Y = a(COSH(x/a)-1)

THa

FRIÓ1 686.003082.27

MAX CARGA1052.921924.89

CALIENTE686.241254.56

EMER680.971244.92

X

-400-375-350-325-300-275-250-225-200-175-150-125-100-75-50-250255075100125150175200225250275300325350375400

275

FRIÓ25.99122.84019.89317.15014,61112.27610.1448.2166.4914.9693.6512.5351.6220.9130.4060.1010.0000.1010.4060.9131.6222.5353.6514.9696.4918.21610.14412.27614.61117.15019.89322.84025.991

12.276

MAX CARGA41.71136.64431.90827.50223.42519.67716.25813.16510.4007.9605.8474.0602.5981.4610.6490.1620.0000.1620.6491.4612.5984.0605.8477.96010.40013.16516.25819.67723.42527.50231.90836.64441.711

19.677

CALIENTE64.30956.46449.13942.33236.04030.26124.99220.23115.97612.2258.9786.2323,9882.2420.9960.2490.0000.2490.9962.2423.9886.2328.97812.22515.97620.23124.99230.26136.04042.33249.13956.46464.309

30.261

EMER64.81656.90849.52542.66436.32230.49725.18620.38816.10012.3209,0486,2814.0182.2601.0040.2510.0000.2511.0042.2604.0186.2819.04812,32016.10020,38825.18630.49736.32242.66449.52556.90864.816

30.497

GRÁFICO CATENARIA

-275 -225 -175 -125 -75 -25 25 75 125 175 225 275 325 375 425 475


Tabla 15

PASO 3 CALCULO DE LAS FLECHAS

PASO 4 CALCULO DE LAS TENSIONES

3,1 TENSIÓN MÁXIMA EN EL SOPORTE

FLECHAVANO

1001502002503003504004505005506006507007508008509009501000

FRIÓ0.541.302.474.056.038.4111.1814.3217.8521.7526.0230.6735.6941.0946.8653.0059.5166.4073.66

MAX CARGA0.631.442.584.065.878.0210.4913.3016.4419.9123.7227.8532.3237.1142.2447.7053.4959.6066.06

CALIENTE1.342.513.995.797.9410.4313.2816.4920.0624.0028.3032.9738.0143.4349.2155.3661.8968.7876.05

EMER1.632.874.426.288.4610.9913.8717.1020.6924.6428.9533.6438.6944.1149.8956.0562.5869.4876.75

FLECHA |f

TENSIÓN MAX TH

COLD1.30

MAX CARGA66.06

M1N1M TEMPSIN VIENTO

1181

MAX CARGACON VIENTO

1076

DIAGRAMA

PO

TENSIÓN NORMALPESO POR 1/2 VEL VIENTOPESO POR 1/4 VEL VIENTO

TPV1/2PV1/4

9180,140.070.02

0.560.550.55

TENSIÓN H MAX CARGA A1/2 PRESIÓN

10591/4 PRESIÓN

1053

FLECHA1/2 PRESIÓN

0.651/4 PRESIÓN

0.65

TENSIÓN H MEC MAX1/2 PRESIÓN

10591/4 PRESIÓN

1054

Ta

bla

16

O

ING

RE

SO

DE

DA

TO

SC

ALC

ULO

DE

LA

CA

PA

CID

AD

TÉ

RM

ICA

SE

GÚ

N A

LC

OA

O

ZO

NA

CO

ND

UC

TO

R (

nom

bre)

Niv

el d

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nsió

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tra

nsm

isió

nV

eloc

idad

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 2019. 4. 8. · relacionado a l configuracióa de Sistemln...

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