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A N T E P R O Y E C T O D E L A L I N E A D E
T R A N S M I S I Ó N - A 1 3 8 KV D E S A N T O
D O M I N G O A E S M E R A L D A S
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DB¡ INGENIERO
EN LA ESPECIALIZACION DE ELECTRICIDAD (FUERZA)' DE LA
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FRED ROBERTO LASLUIZA CALLE
Quitot Noviembre de 1876 .
Certifico que la presente
TESIS r ha sido realizada
en su totalidad por el S<s
ñor Fred Lasluiza C.
ING. PA1
Director de Te ls
A LA-MEMORIA DE MI PADRE
' . • A MI MADRE
•' A MI ESPOSA E HIJO"
AGRADECIMIENTO
Al señor Ingeniero Patricio Enríquez V0 , por
su valiosa orientación y dirección.
A mi esposa Margarita/ por su ayuda moral y
transcripción mecanográfica de los inanuscri-
A los señores Ingenieros Luis Mane ero y Víc-
tor Orejuela por su valiosa y gentil coopera
ción en el desarrollo de la presente tesis»
.A todos los compañeros y amigos del Institu-
to Ecuatoriano de Electrificación y a cada
una de las personas cpie de una u otra forma
colaboraron en la realización de este traba-
jo-
I N D I C E
CAPITULO .1 Pac
I. ' INTRODUCCIÓN ' " 1
1.1 Necesidad del Estudio ' 1
1.2 El Sistema Nacional Interconectado . • 3
1.3 El Sistema Eléctrico Regional Esmeraldas - 6
I»3.1 Los Sistemas Eléctricos Regionales 6
1*3.2 Sistema Regional Esmeraldas' • 7
CAPITULO II%
2o NECESIDADES DE POTENCIA Y ENERGÍA ELÉCTRICA
DEL SISTEMA ESMERALDAS . 10
2.1 Estado actual del Sistema Eléctrico Esme-
raídas 10
2.2 -Configuración futura del Sistema Eléctrico-
Esmeraldas 11
'2*13 ' PfoñcSsOlcó'dé'la Demanda del Sistema Esme-
raldas 12
2,3.1 Importancia del Estudio de Demanda 12
2*3.2 Recopilación 'de Información 13
2.3.3 Análisis de la Demanda y Establecimiento de
.metas de consumo 20
2.3.4 Provección de la Demanda . . 25
CAPITULO III ' Báq.
3. INFORMACIÓN DE BASE 30
3*1 Consideraciones Generales sobre el Diseño
•de Líneas -de Transmisión-establ-ecidas por
INECEL» . ' 3 0
3.2 Datos de' partida para el Estudio de la L_£
nea 35
3.2*1 Generalidades de la Ruta de la Línea 35
3«,2C2 Determinación de la Potencia a transmitir
vse 36
3.2,3 Resumen, de datos para el Cálculo Eléctri-
co . 44
3.2*4 Determinación de Costos de Líneas para fi.
. nes del.,,Estudio Económico 45
3.3 'Datos de las condiciones ambientales que
intervienen en el Cálculo Eléctrico y Me-
cánico de la Línea - 48
CAPITULO IV
40 - CÁLCULO-ELÉCTRICO DE LA LINEA . . 50
4.1 Determinación del Número de circuitos de .
j.a Lj-nea. - ' 50
4.1.1 Alternativas a estudiarse - 50
4.1.2 Conductores que intervienen en el Estudio 51
4.1»2.1 Cálculo de la Regulación ' 52
4.1«3 Estudio Económico de las Alternativas 67
4.1*4 Comparación y Selección' de las Alternati-
vas • 79
4.2 Selección del Conductor Económico y delt
Hilo de Guardia 82
4.3 Análisis de las Sobretensiones que pueden
presentarse en la Línea y probabilidades
de salida de servicio - 91>
4.4 Determinación del Nivel Básico de Aisla-
miento ÍOO
4.4.1 Generalidades ' 100
4.4»2 Cálculo del Nivel Básico de Aislamiento
de la Linea de 'Transmisión a Esmeraldas 102
4.5 -Coordinación del Aislamiento de la Línea 133
.4.6 . . Euesta-.a. Tierra_.da..JLa, Línea. . _.... ._136
CAPITULO V
5. CALCULO MECÁNICO DE LA LINEA ' • 142
5.1 Introducción . 142
5.2 Selección de las Tensiones Mecánicas de
los Conductores e Hilo de Guardia 143
5.2.1 Consideraciones Generales 143
5.202 Principio de Cálculo
5.3 Cálculo de las flechas y tensiones de
los Conductores e Hilo de Guardia 145
5.3,1 Cálculo de flechas y tensiones para el
Conductor de las fases ' 145
5*3*2 t Cálculo de flechas y tensiones para el
Hilo de Guardia 150
5.4 Elaboración de la Plantilla-para la u-
bicación de estructuras 151
5c5 Especificaciones Generales de las Es -f
tructuras 154
506 Selección del Tipo de.Estructuras 155
5.6*1 Selección de la Estructura Tipo 158
5.6.2 Cálculo del Peso de las Estructuras 160
507 • Lista de los accesorios de las Estructu .
ras 164
CAPIrKJLO VI
6 ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LA LINEA 169
6.1 Consideraciones Generales 169
6«2 Costos de los Estudios Preliminares iyi
6.3 _ Costos de D-iseño 172
6o4 Costos.de Materiales 173
Páq.
6c5 Costos de Construcción 173
6.6 Costo Total de la Línea 174
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 178
C A P I T U L O
INTRODUCCIÓN
1.1 NECESIDAD DEL ESTUDIO
Es indudable que el grado de desarrollo alcanzado
por los diferentes países dentro de una misma civil
lisaciÓnf, se mide por el consumo de energía, pues
las estadísticas mundiales demuestran que las re
giones más avanzadas tienen un mayor consumo de e_
nergía, así pues en el año 1969 mientras América ••
del Norte tuvo un consumo de energía equivalente a
20,66 billones de KWh, lo cual representó el 37%
del consumo total mundial/ el África apenas consu-
mid 878*7GG millones de KWhf lo que representó el
1,6% del consumo mundial*
Por lo indicado anteriormente se puede afirmart
que la disponibilidad, conocimiento y habilidad de
aprovechamiento y transformación adecuados de los
recursos energéticos de que se dispone, son elemen
tos básicos para el desarrollo social y económico
de un pueblo0
Siendo una de las características del Sector Ener-
gético la de satisfacer la demanda en forma óptima,
esto es, proporcionando energía an la cantidad su
ficiente* bajo formas convenientesf con calidades
aceptables, a costo y precio razonables, surge en
tonces la necesidad de realizar todos los estudios
y trabajos previos para cumplir con estos objeti -
vos* Pasa el caso, objeto de esta tesisf en la
que mediante una línea de transmisión de energía e
léctrica a 138 KV se piensa suplir de Energía Eléc
trica al Sistema Regional Esmeraldas, se ve que es
necesario realizar un estudio previo a nivel de an
<teproyecto de la mencionada línea* con el objeto
de determinar la solución más conveniente, no sólo
en cuanto se refiere a la línea de transmisión mis_
ma y su posible año de entrada en operación, sino
también la mejor forma de suplir de energía al Si_s
tema Esmeraldasff ya que puede presentarse el caso
que una ves que se tenga el anteproyecto de la lí-
nea, al compararle con otra solución de abastecí -
miento de energía al sistema, como es el caso de
instalar en Esmeraldas una Central Térmica, resul-
ta más conveniente la segunda solución
1.2 EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO
El crecimiento de -la demanda de energía eléctrica
del País, ocasionado básicamente por el desarrollo
del sector-industrial, sobre todo de las ciudades
de Quito, Guayaquil y Cuencas y el hecho de que
la energía eléctrica es cada día más utilizada por
los ecuatorianos para el servicio residencial y cg_
mercial, han determinado que los organismos encar-
gados de suministrar el servicio eléctrico busquen
recursos' acordes con la demanda y se piense; en la
posibilidad de xnterconectar los diferentes".siste-
mas eléctricos regionales/ pues en la actualidad
el servicio eléctrico público del Ecuadorf está li,
mitado al abastecimiento independiente de los dife
rentes centros de consumo, sin que existan líneas
de interconexión que enlácenlos mercados eléctri -
eos y permitan una utilización óptima -de las Cen-
trales generadoras existentes*
4.
Hasta el año 1970, se pensaba en dos regiones eléc
tricas en el país. Región Norte y Región Sur, cada
una de ellas con su equipamiento propio para gene
ración y transmisión y asi para cada año los eos -
tos de inversiones debían ser previstos para satis,
facer los equipamientos en cada una de las' dos re_
giones.
Luego de varios estudios efectuados para determi —
nar la mejor forma de satisfacer el mercado eléc -
trico del país utilizando sus recursos hidráulicos
y combustibles hidrocarburíferos y, realizando una
evaluación económica de costos, tanto de centrales
de generación como de líneas de transmisión con va-
rias alternativas, se demostró la necesidad de in
terconectar eléctricamente las dos regiones antes
indicadas*
La alternativa óptima recomendada consiste en el de
sarrollo de proyectos hidráulicos y térmicos combi^
nados y líneas de interconexión entre los proyec -
tos y los centros de consumo. J2n la figura W°l—1
se puede apreciar la configuración que tendrá en
5.
el año 1990 el Sistema Nacional Intercoiiectado de
Generación y transmisión de Energía Eléctrica, pu
diendo resumirse de la siguiente manera:
a« Generación Hidráulica
1.800 MW de generación hidráulica provenientes
de los proyectos Paute„ Jubones, Toachi, Montd-
far, Coca y Guayllabamba*
b0 Generación Termoeléctrica
1.000 MW de generación térmica provenientes de
centrales a ubicarse en Santo Domingo v Guaya —.
quil.
c. Líneas de transmisión
-433 Km de líneas de transmisión en la Zona Ñor;
te
—936 Km de lineas de transmisión en la Zona Sur
-110 Km de línea de Interconexión Sur~Norte.
En general, para satisfacer la demanda de Energía
Eléctrica se ha previsto un plan de generación y
sistemas de transmisión que llevarán la energía a
los diversos niveles de consumo* La columna verte
tebral del Sistema de Transmisión la formarán lí-
neas de 345 KV y de 230 kV, que desde las grandes
centrales de generación irán a las subestaciones
principales9 y desde astas saldrán líneas radiales
a 138 kV liasta las subestaciones respectivas de
los Centros de Consumo»
El programa de entrada en operación de las centra-
les puede variar de acuerdo a diversos factores de_
pendientes de características básicas que se en-
cuentren, sn los proyectos• Ademáis¿ la fecha de en •
trada en operación de las líneas radiales a 138 XV,
así como sus características técnicas en cuanto se
refiere a calibre de los conductores y número de
circuitos dependerán básicamente de los resultados
y recomendaciones que se obtengan de estudios futu
ros y más detenidos del Sistema o Sistemas Regiona.
les a los cuales suplirán de energía estas líneas
radiales.
1.3 EL SISTEMA.. ELÉCTRICO REGIONAL ESMERALDAS
1.3.1 LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS REGIONALES»-
Dentro de la primera fase del Plan Nacional de
trificación se ha previsto la formación de diez
Sistemas Eléctricos Regionales/ los mismos que cons_
tituyen el conjunto de instalaciones y equipos ne-
cesarios para la distribución de la energía eléc —
trica en áreas geográficamente definidas y bajo la
administración de Empresas Regionales, esto con el
objeto de preparar los Sistemas y el Mercado Eléc-
trico que será alimentado en una segunda etapa por
la red de interconexión nacional*
lo 3,2 SISTEMA REGIONAL ESMERALDAS.- .
El Sistema Eléctrico Regional Esmeraldas, compren-
de la Provincia del mismo nombre, que se halla ub:L
cada en la parte noroccidental del Ecuador, sien-
do su capital la ciudad de Esmeraldas con vina po —
blación aproximada de 60*130 habitantes en el año
1974*
Los principales centros de consumo de este siste-
ma son. las ciudades de Esmeraldas, San Lorenzo, LJL
monesr Quinindé y Muisne, además de gran parte del
área rural en donde se ubican las principales empa.
cadoras de banano, aserraderosf centros turísticos,
etc.
La provincia de Esmeraldas es muy rica en productos
agrícolas y recursos turísticos y experimentará un
mayor desarrollo socio-económico debido principal-
mente a que en ella estará ubicada la Refinería Na
cional actualmente en construcción*
COLOMBIA
NORTEdBARRAV.
PÍSAYÁMBO69 MW
CENTRO-NORTE ( A M B A T Q )
C E N T R O - S U R ( C U E N C A )
EL ORO í M Á C H A L A )
KV
13a220
J?.80
KM
952 0)
511
372
LEYENDA
RAL PROGRAMADAEN ESTUDIO
D CENTRAL PROGRAMADASUBESTACIÓN O CENTRO
DE CARGA
CENTRAL A GAS, . PROGRAMADA11JNO SE CONSIDERA LA LÍNEA
PÍSAYÁMBO-QUITO
Z I I O A M O -1[\f-\— i
CONFIGURACIÓN AL ANO 1,990 DEL SISTEMA NACIONAL I N T E R C O N E C T A D O
10,
C A P I T U L-.O II
NECESIDADES.DE POTENCIA Y ENERGÍA ELÉCTRICA DEL SISTEMA
ESMERALDAS
ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO.ESMERALDAS
El servicio eléctrico en el Cantón Esmeraldas está
a cargo de la Empresa Eléctrica Esmeraldas S«A*,
que tiene una potencia instalada ds 9«200 kW en va
rios grupos diesel y sirve actualmente a la ciudad
del mismo nombre y a las poblaciones de Atacames y
San Mateo mediante líneas de subtransmisión á 13r8
KV.
El sistema carece prácticamente de líneas de sub -
transmisión ya que la central generadora se halla
ubicada eri la misma ciudad de Esmeraldas, existíen
do actualmente un superávit de potencia el cual se_
rá aprovechado una vez que se integren al sistema
los restantes cantones y parroquias de la provin -
cia» los mismos que actualmente están servidos por
pequeñas centrales diesel, siendo la mas importan-
11.
te al momento la de Quinindé que tiene una poten ~
, . cia instalada de 450 KW0
En la provincia de Esmeraldas existe una gran can-
tidad de autoproductores de energía eléctrica, su-
mando entre los principales aproximadamente 4.000 KW
instaladosc
El número de abonados promedio en toda la provincia
llegó a 6.800 en el año 1975.
202o CONFIGURACIÓN FUTURA DEL SISTEMA- ELÉCTRICO -ESMERfiL .
DAS .
'Con el objeto de conformar el Sistema Eléctrico Res
gional Esmeraldas y tenerlo preparado para la in-
terconexión nacional, el Instituto Ecuatoriano de
Electrificación (INECEL) y la Empresa Eléctrica E,s_
meraldas S^A* f han programado una serie de obras
eléctricas, las mismas que se encuentran actualmen
te en ejecución. En la figura K°2«,l se puede apre
ciar la configuración que tendrá el Sistema en el
año 1982, una vez que estén conclviídas las obras
12.
programadas y que en resumen son las siguientes:
- Generación: • Incremento de 1.200 KW
- Transformación Seis subestaciones de transferiría
ción con un total de 6.000 KVA.
- Transmisión: 184 Krru de líneas a 69 KV
230 Km. de líneas a 13.8 KV
- Distribución: Redes de distribución para 10,000
nuevos abonados0
2.3 ' PRONOSTICO DE LA DEMANDA DEL SISTEMA ESMERALDAS
2«3.1 IMPORTANCIA DEL ESTUDIO DE DEMANDA.
Antes de'producir un bien o servicio, es conocido
por todos que previamente se debe realizar un estu
dio de demanda o mercado, cuyo resultado incidirá
en todas las etapas del estudio de factibili'dad del
proyecto* Especialmente tratándose de un proyecto
de electrificación, el estudio de mercado determi-
na desde su tamaño y locallisaeión, hasta sus fases
de financiamiento* De ahí que el estudio de merca
do no solamente tiene por objeto conocer cuál es
la demanda actual del bien o servicio a producirse»
13,
sino especialmente, estimar la demanda que puede
esperarse durante la vida útil del proyectoe por lo
cual se hace indispensable efectuar una proyección
de la demanda para un período determinado.
Para el presente caso, que es el de realisar un An
teproyecto de la Línea de Transmisión que suplirá
de energía al Sistema Esmeraldas, el estudio de la
demanda de energía eléctrica servirá para determi-
nar no solo la potencia a transmitirset sino tam-
bién el año de entrada en operación de la línea y
el número de circuitos necesarios„
2.3.2 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓNi
Dado que el estudio de Mercado en este caso, consti_
tuye una evaluación de los requerimientos de ener-
gía eléctrica de la zona en estudiof a corto, me-
diano y largo plazo, y que esta evaluación o pro -
yección debe tener como base un análisis previo de
la situación eléctrica presente y pasada, es de
fundamental importancia la recopilación de informa
14.
ción que permita hacer este análisis, por lo cual
la proyección,, teóricamente debería hacerse a base
de una función demanda en la cual estén considera-
dos todos los factores que puedan influir en el
consumo de energía eléctrica, sin embargo, esto re_
sulta prácticamente imposible y por ello para la/
proyeccióne lo que se tiende es a seleccionar uno
o más factores determinantes9 que sea posible me -
dirloSf siendo de mucha importancia juzgar el fac-
tor o factores que son importantes para el compor-
tamiento futuro de la demanda y tomarlos en cuenta
en la proyección,, a fin de que ésta resulte lo mas
razonable posible-
#s de gran importancia en esta parte del estudio e
el hecho de hacer contactos con las instituciones
que tienen que ver con el desarrollo del país, con
el fin de tornar en cuenta para la proyección de la
la demanda de energía eléctrica la influencia que
tienen los otros programas de desarrollo, fundamen-
talmente aquellos programas industriales de gran
envergadura corno es el caso en Esmeraldas de la. B.e
finería Hacional, que si bien es cierto, su consu-
mo de energía no se incluyó en la proyección de la
demanda para fijar la potencia a transmitirse por
la línea, por cuanto la Refinería Estatal instala-
rá tres grupos de 60250 KW a vapor y un grupo de
800 KW a gas para su autoconsumo con una demanda
máxima de aproximadamente 10eOOOKW? pero se anali-
zó y tomó en cuenta.su influencia en el desarrollo
soció-económico de la provinciaf relacionándolo con
el consumo de energía eléctrica,, especialmente en
el aspecto industrialo
A continuación en los cuadros N*2*l, N°202 y N°2.3f
se presentan los datos estadísticos que sirvieron
de base para realizar la proyección de la demanda»
16.
' FIGURA N£2 - 1SISTEMA R E G I O N A L E S M E R A L D A SC O N F I G U R A C I Ó N AL A.ÑO 1.982
3 0 0 K W
S.LORENZOCALDERÓN
RÍO VERDEC O L O P E
ESMERALDAS10,400 KW
ATACÁMESSUA S. MATEO
f ^LAGARJO
ROCAFUERTE
350 KV/tUB°NES OCARONDELETLAJ-OLA ASTA, RITA
URSINACONCEPCIÓN
BORBON
100 KW .MALDONAD'O
IMUISNE
»S. GREGORIO
JBOLIVAR
DAULE
MALIMPU
450 KW
LA UNTON
LEYENDALINEA DE 69 KV
LINEA DE 13,8 KV
CENTRAL TÉRMICA
SUBESTACIÓN
MUNICIPIO
ELOY ALF«,
225
. 332
241
' 265
' 909
FF-CC.
SAN LQRZ.
240
230
174
282
616
OTRAS PO-
BLACIONES
400
--
— — —
AUTO PRO
DUCTORES
4*913
7 «247
6.520
—
!üADRO 2.2
¡LOY ALFARO, SAN LORENZO, VARIAS POBLACIO
(ÜCTORES - AÑO 1974
Potencia Instalada
(KW)
Demanda Máxima
(KW)
Factor de carga
(%)
Generación Bruta
(MWh)
Energía Facturada
(MWh)
Número de abonados promedio
Consumo por abonado (KWh-Ab/Año)
Número de abonados residenciales
Número de abanados comerciales
Número de abonados industriales
Entidades oficiales
Otros
Alumbrado Público
Consumo Residencial
(MWh)
Consumo Comercial
(MWh)
Consumo Industrial . (MWh)
Alumbrado Público
(MWh)
1970
2.820
1.580 40,0
5,555
4.070
3.406
1.025
3.011
347 47 — —1
2.099
611
778
582
1971
2.820
1«700
45,6
6.798
4.764
3,877
1.079
3.434
346 61
4
31 1
2.463
660
10Q06
582
1972
4.020
2,325
40,0
8 «165
6.218
4.526
1,206
3.769
585 86 37
48 1"
3.007
943
1.456
761
1973
4n020
3.345
37,9
11.112
8.718
4.777
1.825
4.048
668 93 —12 1
3.343
-1.567
2.790
867
1974 9.200
3.655
46,59
15.264
11.401
5.811
1.972
4*795
894
120
—1 1
3.996
2.023
4.223
lo 111
"CUADRO
2.1
DATOS
ESTADÍSTICOS DE LA EMPRESA ELÉCTRICA
ESMERALDAS
S,A<
Potencia Instalada (KW)
Generación Bruta (MWh)
Energía Facturada (MWh)
N°de Abonados Promedio
Consumo por abonado
(KWh/ abonado/ año )
SISTEMA DE
QÜININDE
450
250
220
'230
1.052 '
MUNICIPIO
ELOY ALFf
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225
. 332
241
265
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SAN LORSB
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174
282
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OTRAS PO-
BLACIONES
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AUTO PRO
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CUADRO 2.2
DATOS ESTADÍSTICOS DS QUININDE, ELOY ALFARO, SAN LORENZO, VARIAS POBLACIO
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20,
2-3.3 ANÁLISIS DE LA DEMANDA Y ESTABLECIMIENTO DE METAS
E ÍNDICES DE CONSUMO.-
El objeto de analizar la demanda del pasado es el
de determinar el grado de desarrollo eléctrico de
la zona en estudio, mediante la obtención de índi-
ces de consumo que al analizarlos y compararlos
con los de otras zonas,'nos permita determinar me-
tas de desarrollo eléctrico.
20-
2-3.3 ANÁLISIS DE LA DEMANDA Y ESTABLECIMIENTO DE METAS
E ÍNDICES DE CONSUMO«-
El objeto de analizar la demanda del pasado es el
de determinar el grado de desarrollo eléctrico de
la zona en estudiof mediante la obtención de índi-
ces de consumo que al analizarlos y compararlos
con los de otras zonas«'nos permita determinar me-
tas de desarrollo eléctrico.
Es así como se han efectuado los siguientes análi-
sis para elaborar la proyección, de la demandas
a0 Análisis del Consumo Residencial, para lo cual
se ha considerado los parámetros que se indican
a continuación%
- Tasa de crecimiento de la población total, la
cual está en relación directa con el consumo
de energía y que de acuerdo con los censos de
población de los años 1962' y 1974, está en. el
orden del 3,5%«
- Porcentaje de Población servida, para lo cual
partiendo de datos estadísticos y que en el a
fío 1973 fue el 35%, se ha establecido metas
considerando el programa de obras de electri-
ficación previsto, y la incorporación paulati-
na de la población al servicio eléctrico obte
niendose los siguientes valoress
~ POBLACIÓN TOTAL % DE POBLACIÓNA N ° (miles) SERVIDA
19731974 -19751976197719783.9791980198119821983198419851986198719881989199019911992199319941995200020052010
203210217225233240249257266275285295305316327338350362375388402416430508603716
3535- .
. 38404245485055606570757677787980828486889095100100
POBLACIÓN SKVIDA (miles
71,8073,50
• 82., 5090,0097,90108,00119,50128,50 •146,30165,00185,20206,50228,80-240,16251,79263,64276,50289,60307,50325,92345,72366,08387,00482,60603,00716,00
Relación del número de habitantes por abona-
do, cjue viene a representar una manera de ex
22.
presar la tasa de crecimiento de la población
servida f y se establece como meta que llegue
a seis habitantes por abonadot considerando
que éste es el número representativo de una fa
milla ecuatoriana»
- Consumo por abonado, el cual a partir de los
valores históricos se lo ha proyectado con va
rias tasas de crecimiento, tomando en cuenta
para esto que mientras el índice de electrifi-
cación aumenta, hasta un cierto límite en abona
dos'establecidos algún tiempo, por la adquisi_
ción de artefactos eléctricos y más comodida ~
des que brinda la vida moderna, por otro lado,
al anexarse al sistema los nuevos abonados y
especialmente los del sector ruralf el consumo
por abonado decrece notablemente,»
b« Análisis del consumo comercial, teniendo en cuen
ta para esto que el número de consumidores co-
merciales varía en la misma proporción con que
varía el número de consumidores residenciales,
pero naturalmente los consumos promedios unita-
rios de los clientes comerciales son mayores
23,
que los residenciales.
c0 Análisis del consumo industrial, para lo cual se
analiza cierta información básica como es el nú-
mero de industrias establecidas, incluyendo los
actuales autoproductoresff el consumo de energía
eléctricaf el factor de carga¿ la demanda máxima,
sus planes de expansión y la posible instalación
de nuevas industrias f considerando para todo e_s
to las facilidades y perspectivas que presenta
la zona en estudio»
d* Análisis del consumo de Alumbrado Públicof .el
cual de acuerdo a los datos estadísticos es bas-
tante bajo en nuestro país y tiene cierta propor
cionalidad con la población servida, pues su re-
lación varia entre dies y treinta KWh por liabi -
tante y por año, tornándose para la presente pro«
yecciÓn un índice de 250 KWh por abonado por año0
e* Análisis de las Pérdidas de Energíac las cuales
se determinan comparando la energía generada con
la facturada según la siguiente fórmulas
•n» ™ 7?
Pérdidas %=~S——É— x 100 (2.1)E g-
24.
donde: E = energía generada
Ef = energía facturada
Las pérdidas totales consideradas son conse -
cuencia de las producidas en las subestaciones
de transformación, líneas de transmisión y ' sub-
transmisión, redes de distribución y los comun-
mente llamados contrabandos, tomándose como me
ta, que el porcentaje de pérdidas normales no
debe ser mayor que el 14% en un sistema en bue -
ñas condiciones y bien controlado*
f « Análisis del -Factor de Cargat el cual expresa la
relación entre la potencia hipotética media du -
rante.el año y la potencia máxima requerida du-
rants una hora (demanda máxima horaria) en el a
ño considerado, es decirs
Df = EQ (2.2)
D . :max ;
. sabiendo que;
E = Dm. T (2.3)
Luego:Ef = (2 4)
c T0 Dmax
25.
donde: f — factor de carga
D — demanda media-(KW)m
D - demanda máxima (KW)max
.E = energía generada (KWh)
T = tiempo (horas)
Para fines de la Proyección de la Demanda en don-
de se determinan valores totales anuales 8 se tra-
baja con el factor de carga anual, el mismo que
es el fiel reflejo del tipo de mercado, es decir
si áste es típicamente residencial el' factor de
carga es bajof oscilando entre 0P20 y 0,30, en
cambiot si la zona es industrializada se tiene
un factor de carga con valores comprendidos en-
^tre Or4G y 0,60., Para el caso de Esmeraldas, se
considera que el factor de carga llegará a un va
lor igual a Of52»
2 «3.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA _^— ~ 001729 .
Existen varios métodos para proyectar la demanda de
26,
un bien o servicio ya establecido y el que se uti-
lice dependerá del tipo de información disponible
y de la experiencia del que realice el estudio« Pa,
ra las proyecciones de la demanda de energía eléc-
trica el método más utilizado y que se ajusta al
tipo de información disponible es la proyección a
base de curvas de crecimiento que permiten obte —
ner las tasas anuales de crecimiento de las varia-
bles,- con las cuales se puede proyectar al futuro.
La curva de crecimiento más utilizada y que se lia
empleado en este caso es la de tipo -exponencial
5C " 'y = AB t mediante la cual se puede obtener una ta-
sa o porcentaje de crecimiento anual acumulativo u
tilizando las tablas del interés compuesto, o sea
con la siguiente función:
Yn - Y± (1 + i)n (2.5)
donde: Y = valor inicial o histórico en el añouno
Y = valor en el afío 11n
i = tasa anual de crecimiento
n = numero de años
Debe tenerse erí cuenta que la tasa de crecimiento
"i"/ para mejorar la precisión de la proyección se
27,
la puede hacer variar cada cierto número de perío -
dos."n" y de acuerdo a la variable que se esté cal
culando*
La Proyección de la Demanda del Sistema Esmeraldas
se la tía realizado para un período de 30 anos, y se
encuentra tabulada en el cuadro 2»4, siendo un resu
rnen el siguiente:
Año Energía Generada Demanda Máxima(MWli) KW
J.i? /D
1980
1985
1990
1995
2000
2005
¿o *_LÍ>u
43.020
102.490
167.020
271.320
415.010
617.060
b . 14Ü
10.800
23*800
37.300
59.400
91.090
135.460
En la figura 202« está dibujada la curva de demanda
máxima y el equipamiento previsto para el Sistema.
29.
(iíg
C A P I T U L O Til
INFORMACIÓN DE BASE
3*1 CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE EL DISEÑO DE LINEAS
DE TRANSMISIÓN ESTABLECIDAS POR INECEL
• A pesar que desde hace algún tiempo, tanto INECEL
como las Empresas Eléctricas del país vienen utili-
zando disefíbs comunes para lineas de subtransmisión
y redes de distribución e a.ún no se ha llegado a im-
poner una norma generalizada para la construcción
de estas obras eléctricas, y es frecuente el empleo
de soluciones muy diversas con la utilización' de
disposiciones,- equipos y materiales diferentes. En
.vista de que en nuestro país se ha iniciado luna eta
pa de gran desarrollo en la electrificación tanto
en la parte de los Sistemas Regionales como en la
del Sistema Nacional de Transmisión y Generacións cu
yas obras representan grandes inversiones/ y siendo
fundamental desarrollar soluciones que permitan me
diante la aplicación de procedimientos y métodos a
decuados racionalizax~ la labor de ingeniería y cons_
tracciónf reducir los costos y disminuir los plazos
31*
de ejecución, INJ2CEL ha efectuado una investigación
amplia de las normas de diseño y construcción emple
adas en el país, con el objeto de evaluar y selec-
cionar aquellas que se consideran adecuadas, reali.
zando al mismo tiempo consultas de las prácticas em
pleadas en otros paísesf lo que ha permitido dispo-
ner de una base amplia para definir criterios res-
paldados por la experiencia y válidos para las con-
diciones particulares de nuestro medio.
De acuerdo con lo indicado, para el caso de las 1:1
neas 'de transmisión del Sistema Nacional Interconec.
tado se ha establecido las siguientes consideracio-
nes generales:
a* Consideraciones de Trabajo Normal del Sistema Na
cional Interconectado: Para condiciones de traba,
jo normal, IL\IECEL ha realizado estudios de flujo
de carga para los años 1979 a 1990, aceptando
que las caídas de tensión serán inferiores al 10%
en los puntos más alejados .del Sistema, para lo
cual se ha estudiado diversas posibilidades de
número y calibre de conductores con combinacio -
nes de condensadores estáticos a los terminales
de las líneas. Así en el esquema de transmisión
seleccionado, a la vez que se han minimizado los
costos se han obtenido condiciones técnicas ade_
cuadas»
b. Condiciones de Fallas: El criterio adoptado, pa,
ra el cuál se han dirnensionado las líneas, exige
que el Sistema debe mantener su estabilidad des
pues de una falla trifásica o monofásica en' un
circuito, con recierre exitoso del interruptor,
el cual será de acción rápida»
c« Conflabilidad de las líneast Las líneas serán
montadas en estructuras de acero de doble -circui_
to y de construcción pesada0 especialmente las
que componen la columna vertebral del sistema,
con el objeto de evitar" fallas mecánicasft En si_
tios difíciles y con peligro de deslizamiento
del terreno, se.' libevarían los circuitos en to -
rres separadas.
d. Aislamiento: El aislamiento de las líneas deberá
ser calculado de tal manera que soporte los so-
brevoltajes a frecuencia nominal, sobrevoltajes
de maniobra y los de origen atmosférico de acuer
' do a parámetros preestablecidos.
O Estandarización de Voltajes y Conductores: La e
lección de la tensión de transmisión es general_
mente un tema propio de cada proyecto. sin em -
bargo para el estudio del Sistema Nacional In -
terconectado y en base al estudio de flujo de
carga, -se lo hci tomado como una sola unidad con
el objeto de considerar todos los aspectos que
influyen en la elección de la tensión como son ;
equipos a instalarse, tensiones existentes en el
sistema, cargas Enturas, interconexiones previ js
tas e intercambiabilidad del equipo0
De acuerdo a lo indicado, INECEIr ha determinado
como voltajes de transmisión para el Ecuador
345 KV y 230 KV para las líneas que unirán las
centrales de generación y las subestaciones prin
cipales y 138 KV para todas las líneas radiales
•que partiendo de las Subestaciones Principales
llegarán a los centros' de consumo* De la misma
34,
forma, en lo referente a conductores IHECEL ana.
lizó varios conductores para todas'las líneas ra_
diales en con junto t determinando que el conduc:
tor económico para las líneas de 138 KV es el
ACSR de sección 397,5 MCM* Naturalmente para ca_
da caso particular se deberá analizar y determi-
nar el conductor económico, puesto que las líneas
radiales del Sistema Nacional ínterconectado va
rían entre ellas en longitud y potencia a trans_
mitirse, pudiendo eso sí establecerse grupos de
conductores para líneas similares, pues variado^
nes pequeñas en la sección de los conductores rio
afectan la normalización de los herrajes»
f. Estandarización de Estructuras y Vanos Económi-
cos 5 Con el fin de tener el menor número posible
de estructurasf con sus. ventajas correspondien —
.tes para efecto de estudios, diseño, etc, 1NECEL
ha determinado los tipos principales de estructu
ras que se utilizarán en-las diferentes líneas
de 138 KV, con conductores similares al 397,5
MCM (ñCSR/o Con estas bases ha realizado estudios
comparativos» determinando que el vano económico
35,
tiende a 350 mts para líneas de doble circuito y
de 300 a 350 mts para líneas de simple circuito.
g. formas de Proyecto para las Líneas de 138 KVs
Con el objeto de fijar las limitaciones de pro -
yectof valores admisibles y en general la segur:L
dad de servicio mínima aceptable para las líneas
de 138 KV del Sistema Nacional de Transmisión,
XÍNECEL a emitido las Normas de Proyecto para es-
tas líneas 9 y en base a las cuales se realizará
el estudio objeto de la presente .tesis*
3 - 2 DATOS DE PARTIDA PARA, EL ESTUDIO, DE LA
GENERALIDADES DE LA RUTA DE LA LINEA.
La línea en estudio interconectará las Subastado —
nes del Sistema Nacional de Transmisión y Generación
ubicadas en las proximidades de las ciudades de San
to Domingo de los Colorados y de Esmeraldas « El tra
zado general de la línea será paralelo al carretero
que une las ciudades mencionadas y tendrá una longiL
tud aproximada de 15-0 Km.
36,
La línea parte de la cota 620 m,s«rum. en la Subes-
tación Santo Domingo y que es la máxima, y llega a
la cota 16 m.s.rum, en la Subestación Esmeraldas.
La«línea atravesará en su recorrido una zona que
tiene características subtropicales y que en los pri
. meros 70 Km tiene una orografía bastante regular,
crusando terrenos cultivados con palma africana, ba
nano, abacá, árboles frutales y pastos, para luego
continuar en el tramo restante por terrenos bastan-
te accidentados y con vegetación típica de montaña*
3e202 DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA A TRANSMITIRSE. '
Para el estudio de la línea de transmisión a Esme —
raídas/ tenemos como datos iniciales la longitud y
el voltaje de la línea, siendo este último el deter
minado por INECEL,P para las líneas radiales.'
Generalmente para las líneas de transmisión que pai:
ten desde las centrales de generacióntf su capacidad
• de transporte de energía está determinada por la po
tencia de las centrales8 pero para el caso de líneas
que' parten de las subestaciones principales hacia
los centros de consumo, la capacidad de la línea se
37,
determina en base a los requerimientos de potencia
y energía del área a servirse» o sea de acuerdo al
estudio de mercado que se haya efectuadof mantenien
do naturalmente un margen de seguridad en exceso pa
ra el caso de que el mercado eléctrico sufra un in-
cremento brusco en' la demanda»
Surge entonces la posibilidad de dos alternativas
para la determinación de la capacidad de transporte
"de la líneae siendo la primera la de construir una
línea que pueda satisfacer los requerimientos de e™
nergla del sistema durante xin período de tiempo ca
si igual al de la vida media de 3.a línea? y la se-
gunda alternativa sería construir una línea que cu
bra la demanda de cierto período de su vida^til, y
una vez copada su capacidad deberá entonces 'constru
irse una o más líneas adicionales*.
Para determinar la solución nías conveniente; debe a
nalisarse varios factores técnico-económicos a sa-
ber s
En la primera alternativa se presentan los siguien-
tes aspectos?
Al rows-truír una línea de gran capacidad se tieneCV»
39,
que es más económico construir dos líneas de 30MW
cada una desplazadas en el tiempof que construir
una sola línea de 60 MW.
- Se debe considerar que en la segunda alternativa*
se pueden efectuar las inversiones de acuerdo al
crecimiento real de la demandae la misma que por
varias razones indicadas en el estudio de mercado,-
no es confiable para períodos largos, pudiendo dar
se el caso inclusive que por esta razón la o las
nuevas líneas de transmisión que deban construirse
sean de una tensión mas elevada o con conductores
de mayor .sección. - .
- La construcción de varias líneas de transmisión,
técnicamente está limitada por la dificultad de
construir varias líneas en la misma rutae - debiendo
además tomarse en cuenta los inconvenientes y demo
ras que ocasionarían todos los procesos desde la
adquisición de materiales hasta la puesta en fun «
cionamiento de las nuevas líneas»
Para el caso de la línea en estudio y basándonos en
que el año previsto para la entrada en operación es
1980 y que tendrá una vida útil de 30 años, esto es
hasta el año 2009 en que la demanda probable del SijS
40.
tema Esmeraldas será de 180 MW, surge la posibili-
dad de alimentar el sistema con lineas de las si-
guientes capacidades:
Período^ de tiempo que
cubrirá cada linea
30 años
21 años
16 años
• 13 años
10,5 años
8,5 año s
Número de
Líneas
1
2
3
4
5
' 6
Capacidad de
cada línea
180 MW
90 MW .
60 MW
45 MW
36 MW
30 MW
De acuerdo con lo expuesto f se debe determinar u -
na solución conveniente, es decir que la capacidad
de la linea debe ser tal( de manera que se cope en
un período adecuado.,
La posibilidad de escoger líneas para potencias de
90 o 180 MW, se elimina por cuanto se requiere de
un voltaje de transmisión superior a los 138 KV( a
mas de que el período para que se cope su capaci ~
dad es muy largo y se requiere una inversión ini -
41,
cial muy alta»
Asimismo la posibilidad de instalar cinco o más !:£
neas se elimina, por cuanto el período para que se
cope su capacidad es bajo, a mas de Ta dificultad
que significa construir varias líneas en una misma
ruta*
Queda entonces la posibilidad de construir tres ltí
neas de 60 MW o cuatro de 45 MW. De acuerdo a la
proyección de la demanda, a continuación se indi -
can los años en que deberían entrar en operación .
las diferentes líneas y el período requerido para
su construcción, que se ha estimado en cuatro años
desde el proceso de diseño hasta la puesta en ope-
ración»
Año de entrada en operación
Alternativa 60 MW . Alternativa 45 MW
Línea . . .
1 1-1930 1 1-1980
.2 1-1996 2 1-1993
3 1-2005 • 3 1-2001
' 4 1-2006
42.
Período de Construcción
Alternativa 60 MW
Líneai Fecjia
1 1-1976 a XII-1979
2 ' 1-1992 a XII-1995
3 . 1-2001 a XII-2004
Alternativa 45 MW
Linea £ecba
1 1-1976 a XII-1979
2' .1-1989 a XII-1992
3 . I-19S7 a XII-2000
4 1-2002 a XII-2005
Analizando los datos anterioresf podemos indicar
lo siguí ente: •
- La primera línea de la alternativa para 60 MW
cubriría un período razonable los requerimien-
tos de energía del Sistema, esto es 16 años
contra 13 de la alternativa de 40 MW
- Los años de entrada en operación de las líneas
de 60 MW están desplazados entre sí 16 y 9 a-
43,
ños respectivamente, mientras que para la alter-
nativa de 40 MW están desplazados 13,8 y 5 años,
lo cual si tomamos en cuenta, que se requieren
cuatro años para poner en. funcionamiento una li-
nea prácticamente con la alternativa de 45 MW se
requieren 12 años para poner en operación la 'se
gunda, tercera y cuarta líneas, con el agravante
de que entre la puesta en funcionamiento de la
tercera línea y la- iniciación de los trámites pa.
ra la cuarta línea, existe apenas un período de
un año.
Por razones técnico-económicas referentes 'a la
ruta, derechos de vía, mantenimiento, etc, es
más conveniente construir 3 líneas que cuatro lí.
neas*
Si asumimos que se construyan únicamente una o
dos líneas como máximo para las dos alternativas,
y que la segunda o tercera línea se construya pa.'
ra una capacidad mayor, sea 'incrementando el á-
rea del conductor o con un voltaje mayor, por e-
jemplo 230 KV, con la alternativa de 60 MW se des_
plazaría la inversión de la línea de mayor capa-
cidad en 3 o 5 anos. Con relación a la alternati-
44.
va de 60 MW, es la más conveniente, por lo cual c[ue_
da definida la potencia de transmisión en 60.000KW,
con lo cual sé cubriría la demanda del Sistema Es-
meraldas hasta el año 1996.
3.2.3* RESUMEN DE DATOS PARA EL CALCULO ELÉCTRICO
— Número de fases:.3
- Voltaje nominal de transmisión: 138 KV entre"fa-. ses.
- Frecuencia nominal: 60 c/seg.
— Neutro del Sistemas Conectado sólidamente "a ti e —rra. ' . .
— Factor de potencia de la transmisión: 0,9.
- Potenciaba transmitirse: 66.670 KVA
60.000 KW
- Regulación máxima: = 10%
- Conductores por fase: 1
- Tipo de conductor:'ACSR
- Número de circuitos: a determinarse
- Transposiciones: a 1/3 y 2/3 de la longitud total,
- Longitud de la línea: 150 Km.
45,
3.2,4 -DETERMINACIÓN DE COSTOS DE LINEAS PARA FINES DEL ES_
TUDIO ECONÓMICO.
Con el fin de realizar el estudio económico para de_
terminar el número de circuitos y posteriormente es_
coger el conductor económico de la línea, es necesa.
rio conocer datos de costos aproximados dé líneas
de doble y simple circuito para varios calibres de
conductores y para un vano económico medio. Con es_
tos datos se puede iniciar el diseñó de la línea a
nivel de Anteproyecto, y una vez que se tenga éste,
se puede, postei'iormente optimizar los valores obte-
nidos de acuerdo a estudios subsiguientes como son
los de topografía, resistencia de suelos, trazado
preliminar de la línea etc.
. Para el presente estudio se tomó como base- los pre-
supuestos estimados por INECEL para un vano prome -
dio económico de 350 metros para las líneas de 138KV.
y se los actualizó tomando para ello en cuenta las
variaciones del costo de las estructuras para los di_
ferentes-conductoresr y las condiciones particulares
de la línea como son el tipo de terreno por donde
cruza la línea, magnitud dé la transmisión, grado
de confiabilidad con que se debe servir los consumos,
46.
incremento de los costos de los materiales y mano
de obraf y asumiendo que en un kilómetro de línea
el* 85% de las estructuras serán de suspensión y el
15% restante serán estructuras de suspensión angu
lar, anclaje y terminales*
A continuación se detallan los costos por Kilóme-
tro de líneas para las diferentes Alternativas
que se considerarán en el estudio económico, debien
do indicar que son costos al año 1977 para conduc-
tores de ACSR =
a*. Líneas de Simple Circuito
Conductor (MCM) Costo (S/í/Km)
266,8 474.760
300 481.990
336.4 491.630
397.5 • 506.400
477 524,100
1351 ' 700.820
1590 " 766.900
bo Líneas de Doble Circuito
47,
Conductor (MCM) Co.sto (S/. /Km)
266,8 769.100
300 ' . 780.820
336.4 796.440
397.5 820.370
477 849.040
c. Costo de Instalación del Primer Circuito
Conductor (MCM) Costo (S/0 /Km)
266,8 538.370
300 .546.580
336.4 ' 557.500 '
397.5 . 574.260
477 594.300
d. Costo de Instalación del Segundo Circuito
Conductor (MCM) Costo (S/ /Km)
266,8 230*730
300 234.240
336.4 - 238.940
397.5 246.110
477 255.740
48.
3. 3 DATOS PE LAS CONDICIONES AMBIENTALES .QUE INTERVIE-
NEN EN EL CALCULO ELÉCTRICO Y MECÁNICO DE LA'LIETEA
En el cálculo eléctrico y mecánico de las líneas •
de transmisión, juegan un papel de gran importan -
cia los valores, de las condiciones ambientales de
las zonas por donde atravezarán las líneas, pues
en base a estos datos se calcula en la parte eléc-
trica el aislamiento de la línea y en la parte me_
canica las tensiones y flechas de los conductores,
todo lo cual repercute en el dimensión amiento de
las estructuras de soporte y determinación de equi^
pos de protección en las subestaciones, y en con-
secuencia en el costo de las líneas. \s datos que se tabulan a continuación han sido
obtenidos en los Anuarios Metereológicos ;del Insti
tuto Nacional de Metereología e Hidrología y para
el.caso del nivel ceráunico y grado de -contamina —
ción atmosférica, de las Normas de Proyecto de INE
CEL.
Datos:
Temperatura máxima 34,5°C
49.
Temperatura mínima 13,0°C
Temperatura media 25/0°C
Humedad atmosférica máxima 98%
Humedad atmosférica media 90%
Precipitación máxima anual - '4400 mm.
Precipitación mínima anual 2188 -mm.
Velocidad del viento 6,1 rn/seg
Nivel ceraúnico máximo 30
Clase de contaminación entre B y C (contami-
nación moderada)
Distancia de fuga mínima unitaria; 29,8 mm/KV
Cota máxima de la línea: 620 m.s.n.m.
Cota mínima de la línea: 16 m.s.n.rru
C A P I T U L O IV
CALCULO ELÉCTRICO DE LA LINEA
4.1 DETERMINACIÓN DEL NUMERO DE CIRCUITOS DE LA LINEA
4.1.1 ALTERNATIVAS A ESTUDIARSE.
P'ara la determinación del número de circuitos de la
linea de transmisión a Esmeraldas se han : considera-
do las siguientes alternativas;
Alternativa I: Construcción de la línea en éstructu
ras de doble circuito, instalando inicialmente el
primer circuito para transmitir 30 MW y el segundo
o cho año s de spu á s«
Alternativa II: Construcción de dos líneas en estruc_
turas de simple circuito, instalando inicialmente
el primer circuito de 30 MVí y el segundo -ocho años
después.
Alternativa III: Construcción de la línea en estruc_
turas de simple circuito y para una potencia de trans_
misión de 60 MWa
51.
4.1.2 CONDUCTORES QUE INTERVIENEN EN EL ESTUDIO.
Los conductores a emplearse en las líneas de trans_
misión deben satisfacer ciertos requerimientos e-
léctricos y mecánicos, por lo tanto" el estudio eco_
nómico se debe hacer en base a conductores que cum
plan estos requerimientos.
De acuerdo a las Normas de Proyecto de INECEL, se
ha determinado como conductor mínimo para la zona
• de la costa el ACSR de sección 300 MCM por efecto
de- capacidad'térmica/ tomando para esto en cuenta
que la potencia nominal máxima por circuito se con
siderará igual a la correspondiente a transmitir
una.potencia activa igual ala potencia natural en
138 KV que es 47,5 MW y para una potencia de emer-
gencia igual al doble de la potencia máxima.
Para el presente estudio se ha impuesto además que
la regulación deberá tener un valor aproximado del
10%, por lo cual en primer lugar se procedió a cal
cular la regulación en las tres alternativas para
varios conductores de ACSR/ de tal manera de esta -
52.
blecer el conductor con el que sé efectuará el Es-
tudio de Anteproyecto*
4.1*2.1 Cálculo de la Regulación.— El cálculo de la regula.
ción se lo efectuará para una potencia de transmi-
» sión de 60*000 KW en todas las alternativas, es de
. cir cuando en la primera y segunda alternativas se
hayan construido lo.s dos circuitos.
El mátodo a utilizarse será el del circuito u equi-
valente para líneas de longitud media y que se in
dica a continuación»
•u
le
Circuito 7L equivalente
B'ig. 4»!
53.
donde:
R- = r.I = resistencia total de una fase (ohmios)jj
r = resistencia por unidad cié longitud, de una fa
se
1 = longitud de la linea
X_ = >L. . I = reactancia inductiva en serie total,Li Li
por fase (ohmios)
^ = reactancia inductiva en serie, por fase, por
unidad de longitud.
2L = R -H jXj. = impedancia total de una'fase (ohmios)
¿r, s= —^— = reactancia capacitiva total, al neuf^ •*• —— •c 1
tro de una fase (ohmios) '
xc = reactancia capacitiva al neutro de una fase,
por unidad de longitud»
2 = - jXc (ohmio s)
V — voltaje al neutro en el extremo receptor
V = voltaje al neutro en el extremo generadoro
I = corriente en el extremo receptorK.
I = corriente en el extremo generadorÍ3
De acuerdo -con la Fig. 4.1 tenemos lo • siguiente:~> R '£* _ s = corriente en la capacitancia del ex-C -j2Xc tremo receptor. »
54.
I'ít = I_ 4- 1*0 = corriente que circula por 2L ( 4 « 2 )
Caída de tensión en ZT
T ». [7 ,.-.- T — f T? t -i vr ^ / /t o \:
\ — V -I- T ,— f P 4. -ív \ A A\0 — v t- -L-ji. VJX_ -t- J-A- ; ^/i.,,^.^o xx Jj Jj
Luego:
- Vs
1RO = = corriente en vacío enR,. -f -\yL. -j2Xc el extremo receptor (A R \^ - - V *±* - /
V _ — I Q (-2jXc) = Tensión en vacío en el ex-tremo receptor . (4«, 6)
Por definición:
V TD f~*\~ VT?Regulación % = S2— £— x 100 (4.7)
donde:
V o = valor absoluto de la tensión en el extremo re_ceptor en vacío*
V = valor absoluto de la tensión en el extremo re_ceptor a pieria carga.
Procedemos a continuación a calcular la reactancia
inductiva y capacitiva para los conductores de las
diferentes alternativas, debiendo indicar que la se_
paración y disposición de los conductores son las
55.
correspondientes a las estructuras de suspensión li,
vi ana ..
a* Cálculo de la reactancia inductiva*
Alternativa I
Tenemos el caso de una l£nea trifásica de doble
circuito con transposición»
disposición de los conductores:
-k-
b £í
-b
Posición 1 Posición 2 Posición 3
La formula para el calculo de la reactancia induc_
tiva es: •
x.r- = 0,2794 log 2
o
dr1
= 0,2794 log 2 \) (-f)'
ohm/fase/milla (4,8)
onm/cond/milla (4.9)
donde:
r1 — RMG del conductor considerado
56.
d = 14,76 pies
f = 34,08 pies'
g = 22,53 pies
h = 17,06 pies
reemplazando estos valores se tiene la siguiente
fórmula resumida:•
x_ = 0,2794 log3,7566
ohm/fase/milla (4.10)
Los valores calculados se resumen a continuación;
Conductor (MCM)
266,8
300
336,4.
x_ (onm/fase/milla)
477,0
.0,3929
0,3894 •
0,3858
0,3808 i
0,3754 '.
Alternativas II y III ;
Tenemos el caso de líneas de simple circuito con
transposición
Disposición de los conductores:
b
C.
57
La fórmula para el cálculo de la reactancia inducti_
v-a es:
X- = 0,2794 log GMD ohm/cond/railla (4.11)GMR
donde: -?
GMD = distancia media geométrica en pies
GMR = radio medio geométrico del conductor en pies.
entonces:
GMD = \7Dabc Dbc. Dea"
Dab = 18,58 pies
Dbc - 18,58 pies
Dea = 14,76 pies
Luego i • *
GMD = 17,20 pies y
'/4GMR = r.e
i .. °siendo:
r = radio del conductor considerado
Los valores del radio medio geométrico constan en las
tablas de datos de los conductores*
Los valores de la reactancia inductiva XL calculados
para los diferentes conductores se indica a contimia
ción:
58.
Conductor (MCM) .XL (ohm/cond/milla)
266-, 8 ' 0,8100
300,0 • 0,8029.
"336,4 . 0,7958
' 397", 5 0,7857
477 ' . 0,7748
1353 . 0,7139
1590 0,7039
b. Cálculo de la reactancia capacitiva:
Alternativa I
La fórmula de cálculo de la reactancia capaciti-
va para este caso es:1
Xc = ohm/f ase/milla - (4.12)2 re f C^
C . en faradios
C = 2 X °'°ff8 _^F/milla/fase (4.13)K log I* V5d ,_£ f/3
L r ( f'}s
donde:
f':.-= frecuencia (c/seg)
C = capacitancia al neutro CAF/milla/fase)
59.
Disposición de los conductores:
Q_
donde:
d = 14,76 pies
h = 17,06 pies
'g = 22,53 pies
f = 34,08 pies
Reemplazando los valores se tiene la fórmula re-
sumida:
2 x 0,0388 _ , .,_ ._C = /¿F/milla/f aseN log ( 2.,345} '
Efectuados los cálculos tenemos:
Conductor (MCM)
266,8
300,0
336,4
397,5
477,0
xc (ohmios )milla/_f asej
0,0664 x 106
_0,0655 x 106
0,0647 x 106
0,0635 x 106 .
0,0621 x 10
60.
Alternativa II y III
La fórmula de cálculo es:
xc = • "*" (ohm/cond/milla (4.14)2 Te fCN
donde s
C = 0,0388 X.F/miÍla ' (4.15)N
log __GMDr
GMD = 17,20 pies. (.Dató del cálculo de x_ para es-i_itas alternativas)
'r = radio del conductor en pies
Los resultados del cálculo son:
Conductor (MCM) x (ohmio s/milla/cond)
266,8 . 0,1920 x 106
300,0 . 0,1903 x 106
336.4 0,1886 x 106
397.5 0,1861 x 106
477 ' • 0,1834 x 106
1353 0,1683 x 106
. 1590 0,1661 x 106
ce Resumen de datos y cálculo de la Regulación
Longitud de la línea = 93f2 millas
Tipo de conductor: ACSR
61.
Potencia activa a transmitirse = P = 60.000 KW
Factor de potencia = 0,9 = Cos^f
VÜT = 138.000 . . Voltios (Voltaje fase - fase)KJ-j
V0 = 79.676 LO° Voltios (Voltaje fase - neutro)K,
En los cuadros N°4.1, 4.2, y 4.3 se resumen los
datos necesarios para el cálculo de la regulación
en las diferentes Alternativas.
A continuación se calcula a manera de ejemplo la
regulación para el conductor 336,4 MCM de la Al-
ternativa I» .
P « 60.000 KW
V_ - 79.670 Llp Voltios
; = 0,9 ;5= 0,436
Calculamos la -corriente de la carga a partir de
la fórmula: . :
P « V~3~ VOT I_ Cos Y? (KW) (4.16)KL* R ' v
de donde:
I = £. (KW) (Amperios) (4.17)
VRL (KV)
luego:
62.
60.000T _ 1. = 279,24 amperiosR 1,73 x 138 x 09
I = 1 (Co ñ <-P -4- iXR XR V^osy-i- J
"ÍL = 279,24 (0,9 -4- j 0,436) = 251 - j 121,75K.
Luego"procedemos a calcular el voltaje en el ex-
tremo generador y el voltaje y corriente en va -
cxo en el extremo receptor:
Según fórmula (4.1)
—I' = ° - = j 57,40c - j 1388
Según fórmula (4.2)
IK =.251 -j 121,75 + j 57f40 = 251 - j 64,35
Según fórmula (4.4)
Vc « 79.676 +-(251-j 64,35) (12,95 -f j 35,96)¿>
V_ = 85.240 + j 8193 : .; . . . . . .o
Según fórmula (4.5)
85240 + j 8193 ^
R° 12,95 + j 35,96 - j 1388
Según fórmula (4.6)
VRQ = j 63,33 (- j 1388)
Luego
V_ = 87.902r\
Finalmente según fórmula (4.7)
63,
Regulación % = (• 87•902 - 7967679*676
) x 100 = 10,32%
De la misma manera se ha calculado la regulación
ra los conductores de las tres alternativas y los
datos se tabulan a continuación:
CCMDUCTOR(MCM)
266,8
300
336,4
'397,5
477
1351
1590
• REGULACIÓN %
Alternat. I
11,33
10/88
10,32
9,62
8,96
—
—
Alternat. II
11,59
11,03
10,43
9/73
9,08
—
— •
Alternt. I IX
— —
14, 31
13,82
De acuerdo con los valores de Regulación obtenidos,
para la comparación de alternativas, se escoge el
conductor 336,4 MCM para las -Alternativas I y II con
las cuales se tiene una regulación de 10,32% y
10,43% respectivamente y para la Alternativa III el
conductor 1590 MCM con el cual se tiene una regula-
ción de 13,82%.
CO
ND
UC
TO
R
(MC
M)
"
r ohm/f ase/milla
x. ohm/f ase/milla
x ohm/f ase/milla
R^ ohm/f ase
X_ ohm/f ase
L
X ohm/f ase
266,8
0,175
0,3929
6 , 64xl04
16,31
32,62
1424
300
' 0,1555
0,3894
6, 55x1 O4
14 , 5
36,29
1406
336,4
0,139
0,3858
6,47xl04
12,95
35,96
1388
397,5
0,1175
0,3808
6,35xl04
10e95
35,49
1392
477
0,098
0,3754
6,21xl04
9,13
34,99
1332
CU
AD
RO
N
°4
.1
RESUMEN DE DATOS PARA EL CALCULO DE LA REGULACIÓN DE LOS
. CONDUCTORES DE LA ALTERNATIVA .1
CO
ND
UC
TV
OR
(M
CM
)
r ohm/cond/milla
x ohm/cond/milla
x ohm/cond/milla
Kx. ohm/cond.
>L. ohm/cond.
X ohm/cond
-
266,8
0,350
Of8100
0,1920xl06
32,62
75,49
•
2060
300
0,311
0,3029
0,1903xl06
28,99
74,83
2042
336,4
0,278
0,7958
0,1886xl06
25,91
74;17
2024
397,5
0,235
0,7857
0,186lxl06
21,90
73,23
1997
477
0,196
0,7748
0,1834xl06
18,27
72,21"
' -1968
. CUADRO N*4.2
RESUMEN DE DATOS -PARA EL CALCULO DE LA REGULACIÓN DE LOS
CONDUCTORES DE LA ALTERNATIVA II •
CTl
CO
ND
UC
TO
R (M
CM)
r ohm/cond/milla
.x ohm/cond/milla
x ohm/cond/milla
R^ ohm/concL
L
X- ohm/cond.
X ohm/cond,
v*«
1351
0,0695
0,7139
16, 83x1 O4
6,48
66,54
1806
1590
0,0591
0,7039
16,61xl04
5,51
65,60
1783
CU
AD
RO
N
° 4
.3
RESUMEN DE DATOS' PARA EL CALCULO DE LA REGULA
CION DE LOS CONDUCTORES DE LA ALTERNATIVA III
67
4.1.3 ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS.
a. Método a utilizarse£ El método que se utilizará
para el análisis Económico es el del Valor Pre_
senté, con el cual se actualizarán los diferen-
tes costos al primero de Enero dé 1977, con una
tasa de descuento del 12% que es la vigente en
el Mercado de Capitales«
b« Costos que intervienen en el estudio: En el es-
tudio económico de las alternativas intervienen
les costos de inversión para la construcción de
la líneai los costos de operación, mantenimien-
to, administración y los costos de pérdidas de
potencia y energía* A continuación se indican
los valores considerados para el presente estu-
dio s
- Los Costos de Inversión son 3.os correspondien
tes a estudios, diseño, materiales, mano de
obra, gastos legales, etc para la construcción
de la línea hasta la puesta en operación.
Estos costos están detallados en el Capítulo
III, numeral 3.2.4 y para el estudio económi-
co se ha determinado el respectivo Calendario
de Inversiones que'se detalla a continuación;
68.
Año
•(S//Km. )
Altern. I Altern. II Altern. III
1977
19*78
1979
1985
1986
1987
TOTAL
390.
83,
83.
-
167.
71.
796.
250 ffifo
625 lü/T/*
625^o
-
2SQZl7o
690 ^%
440
344. 14035^0
7 3 „ 7 45 3/5^
73. 745 3, s^
344.140 1^/0
73. 745 <^o
73.745^^/:9
983.260
536.830 ^
115.035 /
115.035 ^
' 766.900
- En razón de que los costos de operación y ad
ministración serían iguales para todas las
alternativas, a mas de que requeriría, . un
proceso minucioso y complicado su determina-
ción, para el presente estudio no se los con
sidera puesto que afectaría en igual forma a
las tres alternativas.
Un costo que afecta en forma diferente a las tres
alternativas es el de Mantenimiento, puesto que és-
te se refiere principalmente a limpieza de la Bre -
cha Forestal, mantenimiento de caminos de acceso y
reparaciones o mantenimiento de la línea misma. Es_
te valor se ha estimado "en base a lo siguiente:
69,
Ancho de la brecha que requiere limpieza = 26 metros
Longitud de la línea = 150 Km.
Área a limpiarse = 150 x 10 x 26 = 390 Hectá r-reas
Costo de limpieza por hectárea = S/. 500
Numero de limpiezas por año =1,5
Costó total por limpiezas por año = 1,5 x 500 x 390=
Costo por Km por año S/. 2,000
Las Empresas Eléctricas del país estiman este valor
en S/. 1.200 para líneas de 13,8 y 34,5 KV en la zona
subtropical, con brechas forestales de 15 metros de
ancho.
Para efectos de mantenimiento de la línea misma, se
ha considerado un costo adicional por circuito de
S/. 1.000 por Km y por año.
De acuerdo con esto, los costos de mantenimiento p_a
ra las tres alternativas son:
:.' ' Costos de Mantenimiento (S//Km)
Año Alternt. I Altern» II ftltern, III
3*000 3.000 3.000
4.000 6.000 3.000
70.
— Para determinar los costos de pérdidas de poten -
cia y energía' se han considerado únicamente las
pérdidas reales o de efecto joule por cuanto las
pérdidas por efecto corona se consideran despre —
ciables para esta línea por razones de voltaje y
altura de montaje sobre el nivel del mar. Además
no se ha considerado las pérdidas de suministro
de potencia debido a salidas de la línea, por cuan
to para analizar estas pérdidas se requiere de un
concienzudo estudio para determinar el numero de
salidas y la duración de cada una de éstas, requi_
riéndose además datos reales de costos de energía,
penalizaciones,forganización del personal de man-
tenimiento, medios para reparar y localizar fa -'
lias', equipos de protección de las subestaciones,
etc.
Los costos de pérdidas de potencia y energía anua -
les se han calcu3.ado de la siguiente manera:
2Pérdidas de Potencia por fase = I max R (4,18)
Pérdidas totales = 3 I2 max R x 103 « PT (4» 19)
Donde:
P = pérdidas de potencia de las tres fases en KW/Km
71.
Imax = Corriente debida a la potencia máxima a trans_mitirse en Amperios.
R = Resistencia efectiva de un conductor a 25 °C enohm/Krtu
siendo:
Imax = - £ax - 1 - * (4.20)eos
donde :
Pmax = Potencia máxima a transmitirse en KW
V = Voltaje de la línea en KV
= Factor de potencia
La Potencia máxima se ha tomado para el estudio, igual
a la demanda máxima anual' del sistema» Para el cál-
culo debería multiplicarse los valores de demanda má.
xima por un valor:- 2
_ (Drrtax mensual) promedio - /^ 2^)_
(Dmax anual)
donde :
N = Factor de ajustamiento de demanda para compensar
las variaciones de la demanda máxima durante el
año o
Dmax = demanda máxima, en KW
No se ha introducido en el cálculo el 'factor N, por
cuanto se introduciría una aproximación que quizá
72.
nos dé un error mayor, ya que el estudio de mercado
nos da la demanda máxima "probable" del Sistema.
Para la determinación, de las pérdidas de energía se
ha efectuado un cálculo aproximado en base al fac -
tor de carga, toda vez que no se puede disponer de
curvas de cargas típicas para los diferentes años,
inclusive las curvas de carga de los años estadísti_
eos /varían mucho ya que el Sistema Eléctrico Esme —
raídas no ha operado en condiciones normales por j:al_
ta de capacidad de generación en unos casos y en o-
tros por daño en los equipos, a más de que general-
mente los consumos industriales importantes se auto_
abastecen de energía por el momento.
El méto.do de cálculo utilizado se indica a continua.
ción:
P = 3 Imax2. R. heq. 103 (4;. 22)
donde:•í
P = pérdidas trifásicas de energía en KWh/Km/año
h = horas equivalentes del año.eq
h = A. x 8760 (horas)eq
.donde X. es el Factor de Pérdidas y que se lo calcula
73.
así:2
X.= 0,7 f + 0,3 f (4.23)
siendo:
f = factor de carga de los diferentes años (Dato dec
la .Proyección de Demanda)
Para el costo de las pérdidas anuales de potencia y
energía, se tomó como tarifa la correspondiente a —
venta de energía en bloque tomando en cuenta la de-
manda, o sea una tarifa industrial.
Actualmente estas tarifas difieren mucho en*las Em-
presas Eléctricas del país, lo cual depende básica-
mente del tipo de generación que tienen y de los eos..1tos de operación, mantenimiento y administración,,
Un valor promedio mensual de estas tarifas para las
principales Empresas Eléctricas es.de:
S/l 62/KW -i- S/o 0,50 KWh.
Para el presente estudio, se ha asumido una tarifa
igual a:
S/. 50/KW -f S/B 0,40/KWh
74,
En los Cuadros 4.4 y 405 se presenta un resumen de
los valores de pérdidas de Energía y Potencia cal cu
lados para las tres Alternativas, debiendo indicar
que a partir de 1996 las pérdidas se consideran cons.
tantes para: *
Dmax - 60.000 KW y f c = 52% '
En el Cuadro 4*6 se detallan los costos totales a
míales que intervienen en el estudio y finalmente
en el Cuadro 4,7 se tabulan los valores en Valor
senté obtenidos del Estudio Económico.
75,
CUADRO N°4»4
COSTO DE PERDIDAS DE ENERGÍA S/. /Km/ año
Año
1980
1
2
3
4
5
6
7 .
8
9
• ' 1990
1
2
3
4
1995
1996 a 2009
Alternativa I y II
1.287
1.829
2.499
3.560
4.984
7*005
8.508
10.366
6.301
7.663
9.153
11.188
13.482
16.484
19.826
23.902
24.385
Alternativa III
274
389
531
757
1,059
1.489
1.809
2c203
2.678
3.257
3.890
4.755
5.730
7.006
8.426
10.158
10.364
76.
CUADRO N°4.5
COSTO DE PERDIDAS DE POTENCIA S//Km/año
Año
1980
' 1
' 2
3
4
1985
6
7
8
9
1990
1
2
3
4
1995
1996 a 2009
Alternativa I y II
784
1.094
1.472
2.059
2.798
3.809
4C559
5.462
3.271
. 3.917
4.678
5.635
6.791 .
8.182
9.841
11.864
12.104
Alternativa III
167
233
313
437
594
809
968 •
•1.160
1.389
1.663
1.986
2.393
2.884
3.474
4.179
5.038
5.140
CUADRO N°4.6
77.
COSTOS TOTALES (S//KM)
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20 a 33
VALOR RESIDUAL
U-tern, I
390.250
83.625
83.625
5.0'71,
5.923
6.971
8.619
10.782
13.814
183,317
90.518
13.572
15,580
17.831
20.823
24.273
28.666
33.667
39.766
40*489
(44.600)
Altern. II
344.140
73.745
73.745
5.071
5^923
6.971
8.619
10.782
357.954
89.812
92.573
.15,572
17.580
19o 831
22.823
260273
30.666
33. 667
41.766
42.489
-(91.770)
Altern. IIII
536.830
115.035
115.035
3.441
3.622
3.844
4ol94 •
4.635
5.298
5.776
6.363
7.067
7.920
8.876
10.148
11.614
13.480
15.605
18.196
18.504
0— - - — .
Factor 12%
0,89285
0,79719
0,71178
0,63551
0,56742
0,50663
0.45.234
0,40388
0,36061
O1., 32197
0; 28747
0,25667
0> 22917
0,20461
0,18269
0,16312
0,14564
0,13003
0,11610
0,7695
0,02375
CUADRO N°4.7
73.
VALOR PRESENTE (S/./Km)
Año
1
2
3 '
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20 a 33
VALOR RES
TOTAL
Altern. I
384.437
66.665
• 59.523
3.223
3.361 .•
3.532
3o899
4,355
4.981
59.023 .
26.021
"3.483
3.570
3.648
3.804
3o959
4.175
4*378
A (Z -1 -1•*. vj-L /
31.156
.(-1.059)
644.751
Alternt. II
307.265
58.789
52.490
3.223
3.361
3.332
3.899
4.355
129.082 .
28.917
26.612
3.997
4.029
4.058
40170
4.286
4.466
4.638
4.849
32.695
(-2.180) -
686.333
iAlternt III
479.309
91.705
81.880
2.187
2.055
; 1.947
1.897
1.879
Í. 910
. 1.860
- ! 1.829
a. 814
1.815
": 1.816
1.854
1.994
1.963
2.029
2.112
14.239
0
698.513
79
4.1.4 COMPARACIÓN Y SELECCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS.
Gon el fin de determinar la alternativa mas conve-
niente, a continuación se resumen los resultados
obtenidos del estudio.
DATOS
Valor Presente (S/./Km)
Valor Presente (%)
Inversión (1977-79)
Líneas requeridas
(1980-2009)
Regulación máxima para
60.000 KW (%)
Pérdidas de Potencia (%)
' Reactancia Inductiva
(-'Véase)
ALTER I
644,751
100
557.500
3
10,32
5,04
35,96
ALT.,11
686.333
106,45
491.630
6
10,43
5,04
37,09
ALT III
698.513
108,34
766.900
3
13,82
2,14
65,60
a. Comparación Económica: De acuerdo con los resul
tados obtenidos en el Estudio Económico podemos
notar que la Alternativa I es la más convenien-
te en Valor Presente. Desde el punto de vista
de la inversión inicial, la mejor es la Alterna,
tiva II. • .
80,
b. Comparación Técnica: En primer lugar nos vamos
ü a referir al rulmero de lineas requeridas para
satisfacer la demanda del sistema en el período
considerado para el estudio, debiendo indicar
que existe una igualdad entre las Alternativas
I y IIa La Alternativa II se elimina por las
razones indicadas en el Capítulo III, numeral
3.202f toda ves que sería necesario construir
6 líneas para cubrir la demanda en el período
de estudio. Se puede anotar sin embargo que es
ta alternativa es mas económica en Valor Pre-
sente que la alternativa III por el desplaza-
miento de las inversiones para la construcción.
Desde el punto de vista de la Regulación, la
Alternativa I tiene ventaja sobre la Alternati^
va II, siendo el caso inverso para las pérdidas
de potencia y energía, cuyo costo se ha incluí
do en la determinación del Valor Presente*
Para efecto de operación y mantenimiento, la
• ' mas conveniente es la Alternativa I por ser
de doble circuito, lo q ie incrementa el grado
81.
de seguridad y conflabilidad del servicio, pues_
to que si falla una línea podrá atender el ser-
vicio la otra/ además los trabajos de manteni -
miento y/o reparaciones en el un circuito no a.
fectarán prácticamente al otro.
Debe tomarse en cuenta además que la instalación
de líneas paralelas aumenta el límite de estabi^
lidad del sistema., por cuanto se tiene una me-
nor reactancia inductiva.
c* Selección de la Alternativa Convenientes De a—
cuerdo a lo indicado" en los literales a. y b0,
podemos concluir que la Alternativa I es la más
conveniente técnica y económicamente, por lo
cual la línea de transmisión a Esmeraldas se
determina que será en estructuras de Doble Cir-
cuito y que inicialmente se instalará un solo
circuito, debiendo instalarse el segundo circui_
to cuando los requerimientos del mercado y/o el
grado de confiabilidad del servicio lo requie —
r an.
82,
4.2 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO Y DEL HILO DE
• GUARDA.
Una vez determinado el número de circuitos de la l£
nea, pasamos a determinar el Conductor Económico,
debiendo indicar .que el escogimiento del conductor
es de mucha importancia en una línea de transmisión,
pues su elección no solo afecta el costo mismo de
la linea., sino también a su funcionamiento y con ~*
fiabilidad0 Naturalmente la economía que se -obten
ga en la construcción de la línea una vez determi-
nado el conductor, dependerá de la coordinación
que se haga con sus características estructurales
y las de sus soportes. \l método empleado para la determinación del conduc_
tor económico es el mismo que se utilizó para la
selección del número de circuitos, siendo los con-
ductores de ACSR seleccionados para el- estudio los
siguientes:
83.
Conductor Sección (MCM)
* 1
2
3 ,.
4.
5
266,8
300,0
336,4
397,5
477 ,0
W°de Hilos 0 Exterior
26/7
26/7
26/7
26/7 •
26/7
16,30
17,27
18,31
19,89
'21,79
A continuación se detallan los diferentes costos
que intervienen en el estudio:
CALENDARIO DE INVERSIONES (S//Km)1
AÑO
1977
1978 •
1979
1986
1987
TOTAL
C O N D U C T O R
l"
376.860
80,755
80.755
161.500
69.230
769 «100
2
382o600
81*990'
81-990
163.970
70*270
780.820
3
390,250
83*625
83o625
167.250
71=690
. 796.440
4
402.000
86.130
86*130
172.260
73.850
820.370
5
416.010
,89.145
89 . 145
179.000
76.740
849.040
Los costos de Operación, Mantenimiento y Administra
ción se consideran iguales para todos los conducto_
res y por lo tanto no intervienen en el análisis«>
84.
Los costos de pérdidas de potencia y energía cal-
culados para lo-s cinco conductores se indican en
los- cuadros N°4,8 y 4.9 y en el .cuadro N°4.10, se
tabulan los costos totales que intervienen en el
estudio.
85.
COSTOS MÍALES DE PERDIDAS DE ENEKGIA (S/./*n>
7
8
9
1990'
1
2
3
4
1995
96-2009i
6.879 •
4.122 .
4,936
5.895 '
7.102
8.558
10.312
12.403
14.953
15., 255
6.110
3.659
4.382
-5.233
6.304
7.597
9.154
11.010
13.272
13.541
5.462
3.271
3.917
- 4e678
' 5.635
6.791
8.182
9.841
11.864
12.104
4.617
2.765
3 .311
3.955
4.764
5.741 ,
6.917
8.319
10.030
10.233
3.852
2.307
2.762
3.299
3.974
4.789
5.570
6.940
8.367
8.536
87,
CUADRO N°4.10
COSTOS TOTALES (S//Km)
AÑO
1
2
3
- - 4-
5
6
7
8
9
10
11
_12__
13
14
"is"16
17
18
19
20 a 33-
C
1376*860
,.80.755
80.755
-— 2-.-610--
3.682
5.001
7,077
90 801
13.620
177o957
89.164
r .12,058
14.587
17.422
"~21ol92
.25*538
31.072
_ 37,371
45o056
• 450966
0 H D
2
382.600
. 81.990
81.990
-3.31-7 •-
3o271
4.442
6.286
8.705
12.098
178.588
87.977
10.708
12.955
15.472
~'18.82CT"
22,679
27.595
33.189
40.011
40.821
U C T
3
390.250
.83.625
83.625
-2.071
2.923
3.971
5.619
7C782
10.814
180.317
87.518
9.572
11.580
13.831
" 16.7 823'""
20.273
-24.666
29.667
35.766
36.489
0 R
4
402.000
8 6... 130
86.130
--J...751 .
2.472
3.357
4.751
6.578
9*142
183.307
87.231
8.092
9.790
11.693
""147222
17.138
20.853
25.079
30.237
30.848
5
416.010
89,145
89.145
'- .1,461
2.062
2,800
3,963
5,488
7,627
188.216
87.903
6.751
' 8.167
9.754
11.864
14.297
17.196
20.922
25.224
25.734
88'
Una vez determinados los costos totales del Cuadro
N°4.10, se procedió a multiplicarlos por los res —
pectivos factores de actualización, obteniendo el
Valor Presente al año 1977 para los diferentes con
ductores y cuyo resultado se presenta a continua -
cións
Conductor Valor Presente Valor Presente Regul,(MGM) . S/í/Km % %
266,8
300fO
336,4
397,5
477,0
624,965
624.827
625*507
630.963
640.153
100,02
100,00
100,11
100,98
102,45
11,33
10,88
10,32
' 9f62
8,96
Analizando los resultados obtenidos, podemos indi •
car que la diferencia en Valor Presente entre los
tres primeros conductores es mínima, siendo el. más
económico el conductor- de 300 MCM.
Desde el punto de vista de la Regulación, tampoco
existe una mayor diferencia y los valores son acep-
tables f por lo cual se define c[ue el conductor a em-
plearse en la línea de transmisión a Esmeraldas' es
el ACSR de 300 MCM, debiendo indicar además que de
acuerdo a las Normas de Proyecto de INECEL, este
conductor satisface los requerimientos de capacidad
térmica*
Con el fin de que la línea tenga protección contra
descargas atmosféricas, puesto que atravezará una
zona con un nivel ceráunico mas o menos alto, se na
previsto la instalación de un cable de guardia a lo
.largo de toda la línea y el cual tendrá un ángulo
de protección no mayor de 30?
De acueró.o con los requerimientos de INECEL, los ca
bles de guardia deben resistir durante 0,1 seg» la
'corriente máxima de cortocircuito fase tierra pre -
vista para la línea, sin que su temperatura se ele-
ve a más de 200°C, y para corrientes de descargas
atmosféricas deberán resistir durante 0,001 seg. la
corriente máxima prevista, sin que su temperatura
alcance la del punto de fusiono De acuerdo con lo
indicado, se ha definido que el diámetro exterior
dé los cables de guardia deberá superior a 8 mrru
90.
Para la línea en estudio se empleará cable de guar;
día protegido contra la corrosión mediante galvani_
zado* . _
Para la parte de la línea que esté a menos de 30Km
'*dé""lá" "costa"y ~si ~1 aporrosión es~ intensa ~ sedeberá
emplear cable de guardia de alumoweld»
Las características principales de los cables de
^guardia a emplearse se detallan a continuación:
Cable de guardia de acero galvanizado
Grado de acero . HS _ '
Diámetro nominal . - . 3/8"
2.&rea_to_t.al -afectiva . .... ._ 5.1-( 1.4_.mm
Diámetro exterior efectivo 9,15 mm
Peso unitario 0,407 Kg/m
Tensión de ruptura 4.900 Kg
2Módulo de elasticidad final 17.50.0 Kg/mm
— 6Coeficiente de dilatación lineal 12 x 10 I/
Cable de .guardia de alumoweld
Tipo cableado
JKrúmero y tamaño de los conductores 7 x 9 AWG
Diámetro nominal 0,343" (8,71mm)
91,
Tensión de ruptura 12.630 Lbs (5740 Kg)
Peso unitario 1096,0 Lbs/milla (0,3096
Kg/m)
Resistencia 0,56.21 ohmios por 1000
pies a 20 C°
Área aaf ectiva - .- ... 0,07198 -pulg2-~(-46,4mm2 } .
2Módulo de elasticidad final 16.557 Kg/rnm *
Coeficiente de dilatación
-61 -i n«-pl *7 o -y 1 o i /°"R*J_-1-Í.J.^-\_-".~l~ í , _ j-i. —t. V_i -*-/ "*•
. AxTALIalS Jjg LAS aOjoK.B'j.'gNSlONja.S
SENTARSE EN LA LINEA Y PROBABILÍDADBS DE SALIDA DE
SERVICIO.
i•.Con el uso de-.tensiones cada *\rez ma's elevadas para
. ri..la transmisión de. energía, .envíos sistemas de .poteri
cia, el problema de fenómenos transitorios se ha
complicado y ha originado que se efectúen numero -
sos estudios e investigaciones, con el objeto de
"determinar el origen y"efectos de las sobretensio-
nes en los equipos e instalaciones de los sistemas
eléctricos de potencia*
92,
Los sobrevoltajes que se presentan en los sistemas
da potencia, son originados básicamente por causas
de origen, externo al sistema y causas de origen in-
terno del sistema. Un breve análisis de estas cau
sas se describe a continuación:
a. Causas de origen externo al sistema; Sstas sobre;
tensiones se deben exclusivamente al contacto e-
léctrico accidental de alguna parte del sistema
que se considera, con una fuente de tensión ex -
terna normalmente desvinculada del mismo» Prác-
ticamente el único contacto eléctrico accidental
que puede vincular una fuente de tensión externa
a un sistema dado, son las descargas atmosféri —
cas o descarga del rayo. En razón de que la ma-
yoría de faliase con salidas de servicio frecuen
tes de las instalaciones eléctricas, son ocasio-
nadas por este tipo cíe fenómenos atmosféricos,
es importante conocer los efectos que pueden cau
sar con el fin de "encontrar la protección más a-
decuada*
- ' En general los sobrevoltajes de tipo externo pue_
den ser de tres tipos:.
93,
- Por carga estática, las cuales se presentan en
las instalaciones y en particular en las líneas
de transmisión cuando existen nubes sobre es —
-----tas,. Para este tipo de sobretensiones es sufi
cíente con tener protección, con el hilo de cjuar
—-dia en las líneas de transmisión y bayoneta e
hilo de guardia en las subestaciones.
- Por descarga indirecta, las cuales se presen -
tan en la instalación por caídas de rayos en
puntos cercanos y que debido al efecto de in -
ducción electrostática y electromagnética- in-
troducentransitorios en las instalaciones. És_
te tipo de scbrevoltajes puede ser grave, de-
""-pendiendo de. la intensidad de la descarga, pu
.. diendo alcanzar valores del orden de 100 y h.a_s
ta 200 KV con corrientes de 25 a 75 KA.
— Por descarga directa, sea sobre los cables de
guardia o estructuras, o directamente sobre
los conductores de fase, siendo este último ca.
so el menos frecuente pero el ma*s grave. Gene_
raímente las ondas producidas por el rayo se
caracterizan por, elevada gradiente en el fren
94,
te, considerable amplitud del valor de cresta
y duración reducida, pudiendo alcanzar valo -
res de cresta de 1000 KV o más, y corrientes
de 100 KA« Debido a que estas ondas se prop_a
gan por la línea y pueden introducirse en las
instalaciones y equipos, el esfuerzo técnico
debe orientarse de modo de lograr que las on-
das que lleguen a las subestaciones tengan la
menor amplitud y la menor pendiente de frente
que sea posible* !
En razón cle_ que -estas sobretensiones están ín
.timamente. vinculadas con las descargas eléc -
tricas atmosféricas, la probabilidad de ocu -
rrencia de fallas en los sistemas t está direc_
tamente relacionada con la frecuencia y magni
'~tud~con que se 'presentan*'las descargas, de
allí que es necesario en primer lugar investi-
gar y determinar en cada zona territorial so-
bre la magnitud y frecuencia de las descargas
nube-tierra por unidad de superficie y por —
año» Esto resulta bastante difícil, especial,
mente en nuestro medio que no se dispone en
95.
general del número suficiente de elementos de
registro para cubrir todas las áreas en las
cuales se desarrollan los sistemas eléctricos
Esta razón obliga a valerse de otros medios,
como es aplicar valores medios de otras sonas
o determinando el "nivel ceráunico" que se de_
fine . como el número de días en el año en que
_se escucha el trueno. De acuerdo con esto, eL
número de descargas anual por kilómetro cua -
drado está dado por la expresión?
TM - -10
donde:
(4,24)
M = número de descargas atmosféricas por kilo
metro cuadrado„
T = Nivel ceráunico
El número de descargas atmosféricas que alean
zan la linea se puede entonces determinar ba-
sándose en la faja de terreno en que se supo-
ne las descargas son atraídas por la línea*
Esta faja de influencia se gráfica a contimia
CÍÓ11Í
96,
.____ 1-5 ^ CAPUJE "OS <awA.*V»\>*¿¥í U> -«5*
Wi-
\
\
/ \r c .L
~~*. '- N
Según, el gráfico se ha determinado que:
A = 4h -i- b (metros) (4.25)
h = ht - Of66 (ht - he) (4.26)
En donde A y ti son valores estimados de acuer
do a la experiencia*
donde:
A - ancho de la faja (metros)
ID = separación horizontal entre cables de' guar
dia,.o entre conductores si no hay cable
de guardia (metros}«
he = Altura de los cables de guardia o conducto
res superiores en el medio del vano (metros)
97,
ht = Altura de los cables de guardia o conducto
res en-la estructura (metros)
•obteniendo que:
- M » T A~ (4*27)100
donde: . •
M_ = número anual de descargas atmosféricas que
caen sobre' una longitud de 100 kilómetros
de l£nea«
b. Causas de origen interno: Las sobretensiones de
or.ígen interno se producen por alteraciones o
variaciones, bruscas en la configuración, funcio-
nal del propio sistema, debidas a operaciones
de apertura y/o ensere de interruptores, sea ma-
nual o automáticamente» \n general la apertura o cierre de un interrup- .
tor, produce una alteración drástica del siste-
ma al suprimir o incorporar determinada parte del
circuito», Estas sobretensiones se pueden clasi.
ficar en dos grupos generales:
» Sobretensiones por Operaciones de Maniobra,
que son debidas conexiones y desconexiones de
líneas largast cables, bancos de capacitores,
98*
por cierre de circuitos capacitivos? operacio_
nes de maniobra en circuitos inductivos como
son desconexión de transformadores en vacío?
por efecto ferranti, por recierre de líneas
etc*
Su valor y forma de onda dependen principal -
mente de las características del sistemaf ti-
po de interruptores y longitud de la línea*
- Sobretensiones a frecuencia industrial, que se
pro'ducen *pox 'ocurrencia de fallas (fase-tierra
dos fases1 a tierra* fase a fase o trifásicas)
y por desconexión drástica de carga.
Su valor depende igualmente de las ca;racterí_s
ticas del sistema y su magnitud es mas reduci_
da que la de las sobretensiones de maniobra*.
Como las sobretensiones internas se deben a modifi.
caciones o alteraciones durante el funcionamiento
del sistemat su estudio deberá realizarse en base al
sistema mismo (ensayos de campo) o en base a mode-
*los físicos o matemáticos construidos en función
de los parámetros d.efinitorios de las diferentes
99,
etapas por las que atravieza el sistema durante su
operación.
La complejidad de datos y gran cantidad de contin-
gencias que pueden presentarse, obligan a que los
estudios pertinentes deban, realizarse asumiendo ni_
pótesis sobre invariabilidad de ciertos parámetros,
con el objeto de fijar el modelo respectivo para
el uso de Analizadores de Transitorios en Redes o
de Computadoras Digitales^
En estudios realizados en. base a estos métodos, se
ha comprobado que los sobrevoltajes en sistemas de
Extra Alto Voltaje, pueden llegar a seis veces el
valor de cresta del voltaje máximo de servicio fa
se a tierra, lo cual puede presentarse en la prác-
tica como consecuencia de apertura tripolar en am-
bos extremos de la lineaf por causa de una falla
fase-tierra, seguida de recierre tripolar en un ex
tremo encontrándose todavía abierto el extremo o—
puestoo . -
100.
4.4 DETERMINACIÓN DSL NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO
4.4.1 GENERALIDADES .
La determinación del nivel básico de aislamiento,,
tiene por objeto fijar la aislación de las. di f eren
tes partes del sistema considerado que estarán e¿¡
puestas o solicitadas por las tensiones aplicadas
a aquellas durante -el funcionamiento del sistema*
Las exigencias a las que estarán expuestas son de-
bidas ala presencia permanente de .la tensión de
servicio y a las dif erentes sobretensiones exter-
nas e internas indicadas en el numeral 4*3
a aislación de una l£nea ds transmisión, deberái
ser determinada después 'de un cuidadoso estudio
-denlas-, solicit. aciones _a--.,que_ .estará., .sometida , ...del
conocimiento de las características o aguante de
los materiales que componen el aislamiento, y de
los cálculos .matemáticos para determinar los ries_
gos de falla de las diversas aislaciones involu -
eradas en el sistema cuando estén expuestas a las
diferentes solicitaciones. En todos estos puntos,
101.
xr-
juega un papel de gran importancia el conocimiento
de las condiciones metereológicas y ambientales de
la aona por donde cruzará la línea en estudio, y
del grado de seguridad que se pretende obtener pa-
ra la línea f el cual interviene no sólo para el di
mensionamiento del.. aislamiento,,, sino para otros pat .
rámetros principales como son; estructuras f funda-
ciones, conductores, etc0 , todo lo cual repercute-
en el aspecto económico*
'En resumen para la determinación del aislamiento ds
una "línea, se requiere de un -análisis minucioso y
de un concienzudo estudio de todos los factores
que intervienen en él, lo cual involucra el dispo-
ner de datos de partida mas o menos reales* y de per
sonal de alta experiencia en el asunto que defina
o fije lo s dif ereñt es"parSm'e-bros~ " e' ñt'élcviénen ' en
estudio*
De acuerdo con lo indicado,, para la determinación
del nivel básico de aislamiento de la línea de tran_s
Amisión a Esmeraldas, se aplicarán los valores admi-
sibles y limitaciones dé proyecto que INECEL, con
102,
mejor criterio, ha fijado en sus Normas de Proyecto.
4.402 CALCULO DEL NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO DE LA LINEA
- DE TRANSMISIÓN A ESMERALDAS*
En primer lugar se procede a calcular el aislamientoien la estructura, el cual está definido por el mSnve
ro de aisladores de la cadena de un diseño dado, de
la separación en aire-da los conductores de fase y
la estructura, y de. la ubicación del cable de guar-
dia y valor de .la resistencia, de puesta a tierra de
la estructura.,
A continuación se tabulan loa datos necesarios para
el cálculo respectivo s .
Longitud de la línea: ' 1.50 Km
. , . Jtfúmero._de circuitos: 2
Número aproximado de torres; 428
Voltaje entre fases: 138 KV
Voltaje máximo de operación = 144,9 KV
Altura máxima sobre el nivel"del
mar: 600 metros •
Altura mínima sobre el nivel del
mari 16 metros
103,
Temperatura media =
Humedad relativa =
Densidad relativa del aire -
Presión de Vapor =
«Nivel ceráunico - -
Disposición de la cadena de aisla
dores s
Distancia mínima de fuga para los
aisladores ~
25°C
0,93
.0,8 pulgadas de'
mercurio
vertical
29,8 ifi¿n/KS7
a* Cálculo del Aislamiento por Goiitamina'ción
El numero mínimo de aisladores requeridos por
contaminación, se determina por la siguiente fórí
muía" 1
Vv . -fo (4.28)
Y
d =
donde
3,92. b(4.29)
273 -f Ta
número mínimo ó.a aisladores requeridos por
contaminación*
V_ = voltaje máximo de servicio entre fases (KV)
d = densidad relativa del aire
104,
b — presión barométrica (cm0 de Hg)
d.p = distancia de fuga del tipo de aislador (cm)
T = temperatura ambiente (°C). a
D,- = di-stancia de fuga fase—tierra para un cier£O / — .
. . ...... ±o_. grado de contaminación (cm/KV)' /
Kn la tabla 4.1 se dan los valores de la densi -
dad relativa del aire para varias alturas y para '
una temperatura media de 25°CÍ y el factor de C<D
rrección por humedad.
En la tabla. 4C2 se dan los valores de las carac-
terísticas de los aisladores de disco mas usados
y de donde se obtiene la distancia de fugac
Reempla^ando valores tenemos s
VT = 1¿05 x 138 = 144,9 KVJLÍ
d = 29 crn (aislador normal)
d -« Of93 (J?ara T = 25°C y 600 m.s.n.m. )a
Dfo = ' cm/IW (Para contaminación clase B) en-tro fase w tierra.-
105*
d = 0P99 (Para T = 25°C y 30 m.s.n.m.)a
D,. =2.98 cm/KV (Para contaminación entre B yro .C)
Luego t
Para; cota 600 nus.n,»nu y contaminación clase B
*,9 x 26 . aisladores_
V 3 x 0,93 x 29
Paras cota 30 m*stn,m y contaminación entre B y C
,., _ 144,9 x 2,98 Q -' _ 0 . n ,N = - í -- ; - = 8,68-^; 9 aisladoresVTx O ,-99 x 29
• Por contaminación, deberá entonces emplearse -S
aisladores tipo normal para el tramo de línea
.-compren di do., entre .Santo ..Domingo y el Km 30 antes
de Esmeraldas» Para el tramo restante deberá a-
ñ adir se un aislador más a la cadena*
be Cálculo del aislamiento para sobretensiones a
Frecuencia Industrial
El sobrevoltaje a frecuencia industrial está da
do por la fÓrmul.as
VVfi = i - - v 7) (4=30)
106,
donde:
V,. - sobreyóltaje a frecuencia industrial (KV)
vj — valor del sobrevoltaje a frecuencia indus-
trial.
—--—Reemplazando valores tenemos:
~V_ = "144,9 KV
K. = 1,43 (valor de las Normas de INECEL).
Luego:
V . = 1,43 144/9 = 119,78 KV•" 1/73 .
Este valor debe ser corregido por la influencia
de la densidad relativa del aire y la humedade
así;
""dónde:
-. = valor del sobrevoltaje corregido para la
zona*
H = factor de correción por humedad
d = densidad relativa del aire
a = factor que depende de la longitud de la cadena
107.
reemplazando valoress
H = 0,95 (valor de la tabla 4.1)
a = 0,93 (valor de la tabla 4.1)
a — Ot9^y?ara una longitud de la cadena comprendo^
'da entre 1,5 y 2,5 metros)
luego í
o QSV^. = 119 r 78 x u_' *° = 122,00 KVfXC r* ,-*.
(0,93)°'9
El valor del voltaje critico corregido, o sea el
valor probable de que las 428 torres resistan el
-sobrevoltaje viene dado -por--la fórmula:
V-F*
donde:
.V = voltaje crítico de la aislación (KV)
valor de la..desviación normal (% de V j
n = número de desviaciones
Reemplazando valores tenemos:
ó = 6% (valor tomado de las Normas de INECEL)
108,
n ~ 3,65 (valor de la Fig 4.1, para un 97% de
probabilidad de resistir el sobrevolta.
je a 600 m.s.n.rn. las 428 torres)
luego :
V = - ± f *—^ - 156,7 KV° (1-3,65 x 0,06)
Para V = 157 KV, se obtiene de la tabla 4,3, pa-
ra voltajes críticos bajo lluvia y frecuencia in
dustrial, 4 aisladores de disco de 10" x 5 3/4". .
El espaciamiento mínimo en aire a la estructura
se determina de la figura N°4o2 con la curva en
seco y con V = 157 KV, obteniendo que es igual a
Qr40 metro So
ce Cálculo del aislamiento para sobretensiones de Ma.i
ni obra*
Su- cálculo viene dado por la fórmula:
V(4o33)
donde:
V = sobrevoltaje de maniobra (KV)
I\ valor del sobrevoltaje de maniobra = K ve —ees el valor máximo de voltaje de cresta fa
109,
se-tierra.
Reemplazando valores tenemos:
K = 4,03 (Dato de las. Normas de INECEL)
luego:
VM - 4,03 x x 144,9 = 477,34 KV
El valor corregido para las condiciones metereo
lógicas de la zona viene dado pors
H
J_Jda
(KV) (4.34)
donde:
V.MC
= Valor del' sobr'evoltaje corregido para la
... zona*
= Factor dé corrección por efecto de la llu
H -= Factor de corrección por la humedad
d '•' —""densidad relativa" del aire
a Exponente - empírico c[ue depende de la lon-
gitud de la aisiación«
reemplazando valores tenemos5
Kj. -0 ,95 (Dato de las Normas de INECEL)
H = 0.95 (Valor de la Tabla 4.1)
110.
d = 0,93 (Valor de la Tabla 4il)
a = 0,9
luego
477,340,95 (0,93)'
O 95= 477,34 - — í - — - 509,7 KV
A partir de este valor se determina el voltaje
crítico a partir del grado de seguridad para un
determinado numero de desviaciones normales, en
tonces:
-3lC - (4.35)
donde: • _
V = voltaje crítico (KV)
Reemplazando valores:
d =5% (Dato de las Normas de INECEL)
n = 3,8 (Valor de la Fig. 4.1f para un 97,7% de
probabilidad de resistir el sobrevolta
je a 600 -m0s'»n,rn« las 428 torres, sin
efecto de viento en los conductores) «
luego :
V ' = -____LL: _ = 629,26 KVCC
(1 « 3,8 x 0,05)
Con este valor de V se determina el número de
111,
aisladores necesarios y la distancia en aire mí-
nima a la estructura mediante datos que aparecen
en curvas experimentales* Si no se dispone de
..estas curvas,_ se .puede transformar dicho valor
Vn en un voltaje de impulso equivalente del ti-V-»O
-po 1,5-x 40- yx..seg .multiplicándolo por_ un factor
que fluctúa entre 1,15 y 1,250 Para el presente
caso se asume este factor igual a 1,20, por lo
cual tenemos:
V¿c =1,20 Vcc (KV)
donde•
V* r = voltaje de impulso equivalente •
luego 2
V'cc = 1/20 x 629,26 =-"755 KV
Con este valor y los datos de la tabla 4«3, se cLe_
-termina- que- el—número -de-aisladores -necesarios
es de 8 f y la distancia mínima en aire tomada de
la figura 402 es 1,30 metros*
(J
Para la aplicación de la distancia mínima en ai-
re a la estructura por el sobrevoltaje transien-
te, se debe tener en cuenta la desviación máxima
112,
/"/ de la cadena por efecto del viento« Sinembar'.-*
go, dado que la probabilidad de ocurrencia si —
multánea del transiente máximo considerado y la
inclinación máxima de la cadena es bajísima, lo
usual es considerar un ángulo de desviación de
la cadena de 10°a 15° o una desviación de la ca
dena correspondiente a un viento con una pre -
sión del 20% de la presión máxima.»
do Cálculo de Aislamiento para Sobretensiones de
Origen -Externo.*
En la determinación, del aislamiento requerido• •
para este tipo de sobrevoltajes, en'líneas que
poseen cables de guardia, el valor de la resis-
tencia de puesta a tierra de las estructuras
tiene una gran importanciat pues mientras me -
ñor sea el valor de la resistencia, la protec-
ción del cable de guardia contra la corriente
producida por las descargas, es más eficaz.
Para el presente caso y de acuerdo a las Ñor —
mas de INECEL se asumirán las siguientes con di,
cieness •
113.
- Se aceptará un total de 0,625 fallas anuales
por circuito trifásico y por 100 Km de longi-
tud de línea»
- Se considerará que las líneas estarán provis-
tas de un sistema ó.e reconección automática
que asegurará por lo menos un 75% de reconec-
ciones exitosas»
- La aislacidn deberá resistir estos sobrevolta
jes a la altura máxima de la línea sobre el
nivel del mar»
- Para la zona de la- línea en estudio se supon-?
drá un nivel ceráunico máximo de 300
- El valor del ángulo de protección no será ma-
yor de 30°
Las fórmulas para el cálculo están dadas por:
F = F. + Fn ( \] UX6)jL í£« V^_ j ' f
dondet ' .
F = número de perturbaciones anuales por 100 Kms
de línea*
F- = número de perturbaciones anuales por 100
Kms de línea, debidas a descargas atmosfé
ricas directas sobre los conductores0
114.
Fp = número de perturbaciones anuales por 100 Kms
de línea, debidas a descargas atmosféricas di
rectas sobre las estructuras y cable de guar-
dia.
luego s
F = 2 x 4 x 0*625 = 5 = F± + F
donde:
F = 3? NÍL"^1 1 *-Ti ' (4*37)
M. = ™LAZÍLZ_^i (4.27)100
u = ht - 2/3 (ht - h ) (4.26)
siendo:
P- = probabilidad de descarga directa sobre los con-
ductores en.función del ángulo de protección del
cable de guardia» |
M- = Número anual de descargas atmosféricas' que caen
sobre una longitud de 100 Kms de línea.
T = Nivel ceráunico '••
b = distancia entre cables de guardia (m)
h = Altura de los cables de guardia en el medio del
vano (rn) ' '
v\- = Altura de los cables de guardia .en la estructura
Reemplazando valores tenemos
115,
h = 27,6 - 2/3 (27,6 » 20} = 22;54 m
M = 30 x 4,x 22,54 ,= 27/04
X 100
luego:
P^ = 0,012 (valor de la Figura N°4.3)-
-entoncess
F = 0,012 x 27,04 = 0,3244
Y
F0 « 5,0 - 0,3244 = 4,6756
sabiendo que:
(4.38)
donde;
P_ =" Probabilidad de descargas que exceden el nivel
de impulso de la aisiación»
...Reemplazando valores tenemos:
p „ 2 ,9 x 4,675 „ o 50:]-*i n ~~ "^ l - r ••"-—"•• -~~-- v' f •** *-" -1-
27,04
Con este valor de P- y en la figura N°404 se deter-
mina la intensidad <Je la corriente de descarga I-,
que provocará F7 perturbaciones anuales- y cuyo va•^ • ¿
lor es: • '
116*
I = 44 KA
¿1 valor del voltaje que debe ser resistido por la
aisiación para obtener F2 perturbaciones anuales
se expresa por la siguiente expresión aproximada:
VR = k (1 r fc) R t Id (Kv) ' (4.39)
dondes
VR — voltaje resistido por la aislación (KV)
K = factor que toma en cuenta la disminución del
valor de la resistencia de puesta a tierra al
circular por ésta una corriente de impulso
(K .- 0,9}
= factor de acoplamiento entre los conductores y
cable de tierra (Of20^ f 0,25)
* . = Valor de la resistencia de puesta a tierra de
la estructura»
= corriente de descarga (KA) .
El valor de V e debe corregirse para las diferentes
condiciones rnetereológlcas,
luego s
Vpr - V _ = voltaje corregido para la zona
entonces:
RC - K CV - K - f>
117
Reemplazando valores tenemos:
0,95= 0,9 (1 ~ 0,20) R 44
'"RC ' v ~r~-, - t „ ,09* . 0,95 x(0,93)Uy
.VRC.= 33,82 R (KV) (4.41)
De donde se demuestra que el sobrevoltaje resistido
por la aislación depende de la insistencia de puesta
a tierra? a continuación se indica el valor del so~
brevoltaje para diferentes valores de R_ y el númepr - . -~
ró de aisladores requeridos.
R . -V__ Número de aislado-T^T~ Rfpz: ^^
(XV) res reqiierido-s
' 2
i>
7
8
9
10
11
Para determinar el número de aisladores a instalarse
en la cadena-, a continuación se tabula el inlmero de
5
10
--. c
20.
-23
25_
27
30
169
338
507
676
.. 778
O 1 fÍ34o -
913
1015
119,
ladores seleccionada son las siguientes;
Aislador tipo Ball¿ Socket de 10" de diámetro y 5
3/4 de espaciamiento, clase 52-3 según ANSÍ.
Número de unidades . 9
Descarga a 50 c/s en seco: 540_KV ¡
Descarga a 60 c/s en húmedo 375 KV
Tensión crítica de impulso positivo 860 KV
Tensión crítica de impulso negativo 845 KVJ
Distancia de fuga 2610 rnm
.Resistencia .mecánica 7.000 Kg
Longitud de accesorios 1.314 mm. *
Longitud oscilante de la cadena sin.
pesas * 1,573 mm»
Longitud adicional de pesas 451 mm»
En la figura N°405 se indica la disposición y las
dimensiones de la cadena de suspensión»
e. Distancias mínimas a la estructura. Para la deter_
minación de las distancias mínimas a la estructu-
ra, y por ende de la longitud de las crucetas, se
ha asumido las siguientes hipótesis:;
~ Cuando la cadena gire un ángulo de 15° que es
120,
el correspondiente a una presión de viento del
20% de la presión máxima y para la cual se asu-
me una presión efectiva diametral sobre los conp
ductores de 39 Kr/m-, la distancia mínima en ai.
re a la estructura deberá resistir' el sobrevol-
taje de maniobra con una probabilidad de 84%, y
para sobrevoltajes atmosféricos asta distancia
deberá tener un valor de voltaje crítico igual
al del número de aisladores que cumplen con los
requisitos impuestos al calcular los sobrevolta_
jes atmosféricos*
- Guando la cadena gire el ángulo máximo de dise-
ño r que es de 55° la distancia mínima a la es -
^tructura será la determinada en los sobrevolta-
jes a frecuencia industrial, siendo el valor m:£
nirno de diseño 114 KV r^irus* fase y tierra-
A continuación se resume los valores de distan -
cias mínimas en aire para las diferentes solicita
ciones.
Solicitación Distancia míni_ Valor asumido
ma en aire (mm) (mm)
Frecuencia Indu,s •
trial 400 550
121,
Sobrevoltaje de manio_
br'a para 84% de probéi
bilidad 1250 - 1300
Sobrevoltaje atmosférico- 1450 1500
Con estos valores, y de acuerdo a las hipótesis a
sumidas se ha determinado la longitud de las cru-
cetas para una torre de suspensión liviana, debien
do indicar que la solicitación determinante en es_
te caso ha sido el Sobrevoltaje atmosférico.,
En la -figura NC4.6/ están indicados los valores •
obtenidos, debiendo indicar que la longitud libre
de la cruceta será de aproximadamente 2,10 metros
y asumiendo un ancho" Sel cuerpo de 'la estructurat
de 1,0 metros, se obtiene una separación mínima ho_
.-jrrizontal .entre .conductores del orden de 5,20 me -
tros y una separación vertical de 4,0 metros.
f o Aislación en el vano» Las distancias mínimas ad-
misibles entre fases en el centro del vano se de-
terminan de acuerdo a 3.a siguiente expresión:
V\ - -K \/f * L * ~— k - (m} (4-42)
v c c 150
122o
Donde 2
a = separación entre conductores (m)
k = 0, 75 "para separación vertical
= of65 para -separación horizontal
f = flecha final del conductor, para la condiciónc
,..__ __,de,.:transmisión de- la..j?otencia nominal máxima
de la línea y para el vano máximo hacia cual-
quier lado de la estructura*
L =• longitud de la cadena de aisladores (para an-
claje L =0) (m)
V_= voltaje nominal de transmisión (KV).u
Reemplazando valores tenemos:1 ° p—150
° p15 + Ir71 -t- - — — . = 3f57 m (separación
T* • u T \l )
a = 0,75 15 4- l^l-f — — = 3,98 m (separación-. . . - . . ...
vertical)
-«.-La separación.mínima en .el-.centro del vano entre
los conductores y el cable de guardia se conside-
ra igual a la calcu3.ada entre fases0
Las distancias mínimas del conductor al suelo que
se adopten serán las establecidas en las Normas
de INECEL para esta zona, siendo en resumen las
123,
siguientes2
-Terreno normal 6,80 m
Terreno transitado y caminos de
segunda importancia ' 7,80 m
Caminos de primera importancia • 9fOO m
Ferrocarriles (distancia al riel) 9,0,0 m
Asimismo las distancias mínimas para cruces con
lineas de-comunicación o de potencia, y distan-
cias mínimas a otras lineas de transmisión, se-*
-rán las normalizadas por INECKL0
124,
TABLA K°401
VALORES DS LA DENSIDAD RELATIVA DEL AIRE Y DEL
FACTOR DE CORRECCIÓN POR'HUMEDAD (Ta = 25°C)
^Altitud
(m)
O
300
600
•1000
-1500
2000
2500
3000
3500
d H
1,00
0,965
0,930
0,886
0,835
0,799
0,751
0,705
0,658
0,95
0,95
• i 0,95
0,95
0/95
0,95
0,95
O f 9 5
0,95
125
TABLA H° 4,2
CARACTERÍSTICAS DE LOS AISLADORES DE DISCO
T I P O
Material aislantet
Tipo de acoplamiento
NORMAL
Porcelana o vidrio
templado
Bola y rótula
Diámetro del disco (cm) 25,4
Paso ( altura) ( era) 14,6
Di st. mínima de fuga (era) 29 ,0
Voltaje de descarga a 60
c/seg* ka jo lluvia (KV) 50,0
Voltaje de descarga a 60 .
c/seg. en seco 80,0
Voltaje crítico de descaí:
ga a impulso positivo (KV) 125,0
/Voltaje crítico de desear.
ga a impulso negativo (KV) 130 rO
Voltaje de perfor ación (KV) 110,0
Resistencia electromecánrL
ca (kg)
.Peso (Kg) ; Porcelana
Vidrio xx
8.200,0
5,0
3,5
HSBLINSRO
Porcelana o vi -
drio templado
Bola y rótula
25,4
14,6
43,0
«
-60,0
100,0
195,0
180,0
140 ,0
8*200,0
6,0
4,5
13"
14
15
1-185
1.265
1*345
1.190
1*275
1,360
735
785
830
525
565
600
127
FIGURA N2 4 - 1 .
VOLTAJE CPJT/CO f*A\ ELZMZMTQ,
UHE&O•ELEMENTOS
CURVAS DE RELACIÓN ENTRE VOLTAJE RESISTIDO POR UNOY VARIOS ELEMENTOS EN PARALELO
F I G U R A NS 4 -2. 12B"Ais lac io 'n en la e s t ruc tu ra . -vol ta jes c r í t i c o s (50 %) de l e spac i amien to.en a i re .
1300
/200
IIQQ
ÍOOQ
900
^§00—fou rooo:o
ULJ"l
sao.
ZOO
100
. J . IJ
7
¡.o
V
Jj—i 1—Li
!.S 2.0 2.5 3.0
ESPACIAMIENTO [mj
v Para ondas de i m p u l s o t ipo 1,2X40 (u.seg,)valores en ( kv ) cresta ( fase a t i e r r a )
v/i Para f r e c u e n c i a i n ' d u s t r i a l 60 (c/seg.)valores en ( k v ) efectivos (fase a t ierra) .
129
FIGURA N° 4 - 3
°J
CURVAS DE PROBABILIDAD DE DESCARGA DIRECTASOBRE LOS CONDUCTORES EN FUNCIÓN DELANGULODE PROTECCIÓN DE LOS CABLES DE GUARDIA.
130.
CMo.
LUCCCC
ooLUO
oQ
m
1.0
Q'8
0,7
0.6
05
0,4
0,3
oceo.
0.1
FIGURA N2 4 -4
100 1ZO
INTENSIDAD DE CORRIENTE DE LA- DESCARGA ATMOSFÉRICA' ' " ( KA")
PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE LAS DESCARGAS ATMOSFÉRICASCON DETERMINADA INTENSIDAD DE CORRIENTE
H ro H
to I oi z: Oí
13 (D LL.
CA
DE
NA
D
E
AIS
L-A
OO
RE
S D
E
SU
SP
EN
SIÓ
N
LO
X
D Z Lü -Lü
O O O LTJ ce o
S2 GD o
C-J
oi
tn
oC
° - M
I_
J 01
LU
X
-'
o.o
*-
<
o
<•
£o
^
.
co o 'o: i-
^
S 1 g
5
UJ
K
UJ
S 3
FIGURA N2 4-.6
-j
eEooc
LB
133,
4.5 COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO DE LA LINEA
Se entiende por Coordinación del Aislamiento, al
conjunto de disposiciones que se toman para evitar •
que las sobretensiones causen daño a los equipos e_
' _ lectricos. Y, c£ue cuando los efectos de estas sobre_
tensiones no puedan ser evitados con medios que re_
sulten económicos¡ se localice éstos en puntos del
sistema donde produzcan la mínima afectación al
funcionamiento e instalaciones de la parte del sijS
tema considerada.
De .acuerdo.con lo indicado, es necesario estable -
cer las-correlaciones pertinentes Centre las dife -
rentes condiciones de aguante de los diversos equi^
pos eléctricos que componen el sistema en estudio
y -los"valores-de'las-sobretensiones -a que—estarán
expuestos cada uno de ellos durante*su funcionamien
to, tomando en cuenta naturalmente los dispositi -
vos de protección contra sobretensiones que se em-
pleen, en el sistema.
' ***
En el numeral 404, se determinó el aislamiento de
134.
la línea de transmisión a Esmeraldas, esto es el
número de aisladores, distancias mínimas a la es -
tructura,, espaciamientos entre conductores y distan
cias.jTi£nimas al suelo,, para las diferentes solici-
taciones y de acuerdo a los requerimientos estable_
ciclos -por-INECEL .enllas.J>7onnas,.de. Proyecto, para 11.
neas de 138 KV, Para la coordinación total del
aislamiento, esto es de la linea con el de los e —
quipos que se instalen en las subestaciones de sali.
da y llegada, sería necesario fijar previamente pa-
ra cada equipo el nivel de protección adecuado, lo
cual está fuera del alcance de la presente Tesis
ya que es un ~tema "propio del estudio de subestacic>
nes f por lo cual únicamente y en forma general se
puede-indicar que los criterios que normalmente se
adoptan para coordinar el aislamiento en las subes_
taciones son basadas éri™lá"e erieñci"a"""múiídi"al acu
mulada,--pudiendo-resumirse así;
- En las subestaciones es conveniente subdividir
la aislación en aislación externa e interna, por
cuanto la primera tiene estrecha relación con las
línsac a las cuales se cop.ecta la subestación.
135,
- La ai.slación externa en las subestaciones se re-
fiere a la constituida por los soportes de barras
desconectadores, interruptores, transformadores
de medida, bushings de los transformadores prin-
cipales/ etc«, y generalmente se diseña de tal
manera que su nivel básico de aislamiento supere
. el valor correspondiente al de -los tramos adya -
centes de las líneas que se "conectan a la subes-
tación.
- La determinación de las distancias en aire son
de mucha importancia, pues debe tenerse en cuen-
ta el comportamiento bastante incierto de las so
bretensiones de maniobra de polaridad positiva
bajo lluviaf los balanceos provocados por el vien
to, las oscilaciones causadas por esfuerzos elec_
trodinámicos y la incidencia del efecto corona,
por lo cual generalmente se trabaja con amplios
márgenes de seguridad*
- En la aislación interna desempeñan un papel de
gran importancia las características de los para
rrayos, pues siendo su instalación imprescindi -
*** ble para- proteger la aislación interna de
136,
transformadores, se los debe conectar en la forma
mas directa e inmediata a los bornes de los trans-
formadores- Los parámetros característicos de los
pararrayos deberán quedar convenientemente compren
didos entre los valores de niveles de tensión a-
guantada por las aislaciones, y los valores de cier_
tas sobretensiones que no deberán provocar descar-
gas internas en el pararrayos«
4.6 PUESTA A TIERKA DE LA LINEA
La manera en que el neutro de una red está puesto
a tierra no desempeña ningún papel en lo relativo a
la condición normal de la transmisión misma de la
energía eléctrica.- pero en caso de perturbaciones,i
las instalaciones de puesta a tierra deben derivar
a tierra en forma segura las sobrecorrientes, evi -
tando la formación de tensiones peligrosas entre
cualquier parte de la instalación y tierra0
En el cálculo del aislamiento de la línea para so -
bretensiones de origen atmosférico, se determdíi¿í queXfc 'el voltaje que debe resistir el aislamiento para un
137.
comportamiento dado frente a las descargas del rayo,
depende directamente del valor de la resistencia de
puesta a tierra de la estructura (R-,. ' Gn otras pa_
.labras, para que la cadena de nueve aisladores cum-
pla con el número de fallas admisibles por sobre vol_
,.taje_de .orJlgen. atmosférico, la resistencia 'ohmica
de puesta a tierra de las estructuras, incluyendo
su conección a tierra, no deberá ser mayor a 25 ohmio;
De acuerdo a lo indicado, es necesario efectuar a -
nálisis del terreno por el que cruzará la línea y
mediante muéstreos obtener los valores de resistiv:L
-dad a lo—largo de la ruta, clasificando los diferen
tes tipos de suelo a fin de diseñar y dimensionar
•los elementos de puesta a tierra. Se debe tener pre_
senté que, obtener un cierto valor de R , para unP*--
€élrTeñó™ á"do7' ü"e"de"~SigrTÍficar un aumento muy gran--
de del .costo de la .puesta a tierra, el cual puede
ser superior al costo- que representaría un aumento
de la aislación en la estructura, como por ejemplo
el costo de agregar uno o más aisladores a la cade-
na.
138.
En general se puede indicar que los tipos de pues-
ta a tierra mas usados son:
- Barras verticales
- Anillos
- Estrella de cuatro puntas
k~ Contrapesos o antena
El valor en ohmios de. la'R . para los casos señala -P"C
dos está dado por fórmulas empíricas, y a manera - de
ejemplo a continuación se calcula" la puesta a tierra
para el tipo de barras verticales y de estrella de
cuatro puntas/ para una R , = 25j\ que es el valor de_
terminado para la línea a Esmeraldas.
a. Para barras verticales:
TTt
L.
^
'///
1
i
\ -TI//XX//XX'"
''' \„„;
77777-
La e>cpresi'ón de cálculo está dada por:
139,
p =Kpt,log
2 x 2LB . .E. (-TL ) (4.43)
B
donde:
R = resistencia de puesta a tierra"
/ = resistividad del terreno (-n~'rn)
= longitud de la puesta a tierra (in),.£5
r = radi de la barra (rn)
Reemplazando valores tenemoss
V == 5 m
,-2.r = 1,53 x 10 •" m
luego:
Rr-,J-
1,15og
7'log"
4
1.15 1,58 x 10
(4.44)
=: 220-A.m.-2
Para estrella de cuatro puntas
140,
La expresión de cálculo está dada por:
R ,_ = 0,366O 4LC— (log - + log _ÍL» -1* 1,265-0,934L d h
L) (4,45)
donde :
L = longitud de cada punta de la estrella (m)
h = profundidad de enterramiento del conductor (m)
d = diámetro de cada punta de la estrella (rn)
Reemplazando valores tenernos;
R 25 .n.
"3
L =. 20 m
h = 2 m
d = 8 x 10" n
luego :
x 4 L
0,366(log 4L
dlog H-
h
1,265 - 0,93 - ) .a.mj-i
(4.46)
25 x 4 x 20
0,366 .
4 x 20 po+ log zu..
8x 10"3 2
If265 -
= 885 -n,m
20
141,
De los valores calculados podemos deducir, que pa-
ra una R . = 25 -n- y para zonas donde el terrenopt
tenga una resisvidad ( P } de .hasta 220 -a, rnf se pue_
den emplear puestas a tierra con 2 barras vertica-
les de comperweld de 5/8" x 10', y para zonas con
resistividades comprendidas entre 220 y 885 -A-,m0 ,
deberán emplearse puestas a tierra del tipo estre-
lla de cuatro puntas*
CALCULO MECÁNICO DE LA LINEA
5.1 INTRODUCCIÓN
Mecánicamente,el 'conductor de una línea de transnú
sión se comporta como un elemento sometido a ten —
sión y apoyado en sus extremos» Si se supone que
el peso del conductor es uniforme a lo largo de to_
da su longitud¡ la forma que el conductor adoptará
es el de una catenaria.
Los parámetros básicos de un tramo de línea sons
flechaf vano, altura de seguridad y altura; de suje_
ción del conductor. Estas dimensiones, con excep-
ción de la altura de seguridad que está dada por
normas, se determinan en base ci estudios económi -
eos sobre el calibre y material óptimo del"conduc-
tor,' condiciones máximas de carga y tipo de estruje
turas»
Para el caso particular de la línea de transmisión
Santo Domingo—Esmeraldas, los criterios básicos
143,
que servirán para realisar el diseño mecánico de
la linea han sido tomados de las normas estableci-
das por INECEL para lineas de 138 KV. en la región
costanera del país,
. ._. . . Estos-cr-iterios-soní
Vano económico o promedio (L) = 350 mtSo
Alturai de -seguridad (Hs):
- Terreno normal = 6,80 mts»
- Terreno transitado = 7,8 mts»
- Caminos de primera — 9,0 mts.
- Ferrocarriles = 9,0 mts.
----- - — Estado básico inrcialr '25°C, sin presión del vien
to, tensión. ¡de tendido
25% de la de ruptura.
- Presión máxima del viento sobre los conductoreson K / 7 •— -i *-) JiV/T / -
-. J^ .y/m - - ;
5.2 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES MECÁNICAS DE LOS CONDUG
TORSS E HILO DE GUARDIA
5*2.1 CONSIDERACIONES GENERALES2
En el capitulo IV se determinó que el conductor más
144,
ventajoso tanto técnica como económicamente es el
de. 300 MCM, ASCR, .tipo . OSTRI£_H, por ,1o tanto todos
los cálculos mecánicos serán efectuados en base a
las características de este conductor.
-Para fines .del. Estudio ..cíe Anteproyecto^, .y..de .acuer-
do a las características del terreno por donde cru-
'zará la línea/ se puede asumir que el vano económi-
co tiene el mismo valor que el vano regulador que
está determinado por la siguiente expresión:
V 'L3 + L3 + L-Vano Regulador == \ — * ° *" * — (5.1)
V L^ + L•.....+ LY 1 2 n
donde: L. t Ij~t etc son vanos comprendidos en
ios estructuras de anclaje-
"5". 272 PRINCIPIO "DE" CALCULO:
El proyecto mecánico de la línea de transmisión San-
to Domingo—Esmeraldas s'e lo realizará calculando las
tensiones finales de los conductores, en función del
vano base, 350 mts. módulo -de elasticidad final y en
las siguientes condiciones:
145,
Estado
1
2
3
Temperatura°C
60
5
18
Viento Tensión
4 (Básico) 25
Km/hora
O a determinarse
O a determinarse
90 a-determinarse
O 25% .
5.3
El estado 1 permite calcular la flecha máxima y la
. plantilla que. se utilizará en la localizacióri de
las torres sobre el perfil „
El estado 2 permite verificar el libramiento en ca
so de cruce abajo de una linea existente,,
El estado 3 permite tener la tensión máxima resul-^i
tante para determinar el coeficiente de seguridad
y el cálculo de las estructuras*
CALCULO DE LAS FLECHAS Y TENSIONES DE LOS CONDUCTO-
RES E HILO DE GUARDIA
5»301 CALCULO DE FLECHAS Y TENSIONES PARA EL CONDUCTOR DE
LAS FASES ;
a o Características del conductor:
146.
Tipo
Calibre
Sección
Diámetro
Peso por. unidad de longitud
Peso"~espec£f ico
E_p ~ Módulo de elasticidad final 7.700 Kg/mm
o¿ = Coeficiente de dilatación li
neal
Carga de ruptura
Vano base o regulador
b. Hipótesis del Cálculo:
"Condiciones iniciales (Estado 1)
OSTRICH
300 MCM
176.7 mm2
17,28 mm
0,61138 Kg/m
Oy00346 Kg/cm"
2
19.2x10 6xl/°C
5.730 Kg0
350 mts*
Tensión de tendido
Presión del viento
Módulo de elasticidad
~Vano base
Carga de hielo
Condiciones finales:
Temperatura
Tensión
Presión del viento
25°C
25% de la ruptura
cero
final
350 mts.
cero
60°C
a determinarse
cero
147,
Vano base
Carga de hielo
350 mts,
cero
Con estas condiciones se determina la tensión final
a partir de la ecuación de cambio de estado y que
---es la -siguiente:
2 j\in . -rf t 1 1 >~ i ' \h Kf (tf - ti)1
1= K L
(5o2)
donde: S~ = tensión final
S,, = tensión inicial1
tf
ti
.L.
K
temperatura final
temperatura inicial '
_Vano base
Coeficiente, función del peso'específi
co del conductor y del módulo de elas-
_tici.clad final*
K =
KE =
K1 =
m =
24
Coeficientef función del coeficiente
de dilatación y del módulo de elastioi
dad final*
ex. Ef
Coeficiente de sobrecarga inicial =
W2+PV2 (5.3)W2
148,
m'== Coeficiente de sobrecarga fináis
(5,4)
donde ?
oC= coeficiente de dilatación lineal
E = módulo ' de elasticidad final
9We = peso específico del conductor (Kg/m/nim")
W = peso del conductor (Kg/m)
oPv » presión., del viento (kg/m) = 39 K /m x 0- (m)
(5.5)
0 = diámetro del conductor
Reemplazando valores tenernos;
K = "0,00384
K« = 0,14784
m(0.61138)2
= 1
m' = 1
"_"""-G725-x-5-760 Kg_ _ -- , --- y =
176.7
.......
s/1069 Kg/mm-
Luego:
'2 "*"0,00384 x 1 x 350'
8,1069T•f 0,14784 (60-25)
- 8,1069 = 470,40
S2 (S2 + = 470,40
8 x 1,164,50 - .
^Siguiendo el mismo proceso, es posible calcular las
tensiones para los estados 1, 2 y 3, cuyos resulta -
dos se encuentran tabulados a continuación:
Estado
1
' 2
3
A ( 17» e-4
Temperatura
°C
60
5
18
25
Tensión
KQ
1.164,50
1.645, .00
1*691,00
. I* 440, oo
Fecha
mts
8,04
5,69
5,54
6,50
Factor de
seguridad
4,9
3,5
3,4
4,0
do inicialbásico
149,
6,59 Kg/mm~S, = tensión final =
T - S2 x Área = 6,59 x 176,7 = 10164,50 Kq
donde:
T = tensión del conductor
La flecha máxima para estas condiciones está dada por:
W L2F = ~T - (5.6)
8 T
donde:
W — peso conductor (Kg/rn)
L = vano -base (m)
T = tensión (Kg)
valores tenemos: .. .
8 x 1.164,50 •
_Siguiendo el mismo proceso, es posible calcular las
tensiones para los estados lf 2 y 3, cuyos resulta -
dos se encuentran tabulados a continuación:
Estado Temperatura
°C
1 60
2 .5
3 18
4 (Esta- 25
Tensión
Ka
1.164,50
1,645, .00
1.691,00
l«440,oo
Fecha
mts
8,04
5,69
5,54
6,50
Factor de
seguridad
4P9
3,5
3,4
4,0do inicialbásico
5.3o 2 ..CALCULO DE FLECHAS Y TENSIONES PARA EL HILO DE GUAR
DÍA
Al igual que para el conductor de fase, en el capí_ '
tulo IV se seleccionó el cable de guardia para la
' .l£nea-de-transmisión.
Las características electromecánicas son las si -
guientes:
Grados del acero HS
Diámetro . 3/8 de pulgada
2Sección ' 51014 mm
Diámetro efectivo 9 ,.15 mm.
Peso unitario 0,407iKg/m
Tensión de ruptura 4.900-Kg• p
Módulo de elasticidad final 17*500 Kg/mm~-
— 6--• Coeficiente de dilatación . - .. 1.2x10; xl/°C
El estado inicial básico para el cable de guardia,
según las normas de INECEL es:
Temperatura . 25 °C
Presión del viento cero Krn/h.
Tensión de tendido 20% de la de ruptura
151,
Las tensiones finales para el hilo de guardia se
calculan de la misma forma que para los conducto -
res y para las siguientes condicionest
Estado Temperatura viento Tensión. _ °C _ Km/h - _ •
1 . ... 5 0. a determinarse
2 18 90 a determinarse
3 (básico) 25 - O 20% de la de
. ruptura
Aplicando la fórmula 5,2, en la cual los valores
de K y'K1 para el cable de acero son 0,0462 y 0,21
respectivamente , se tiene que las tensiones finales
y las flechas para los tres estados son:
Estado Temperatura Tensión Flecha (mts)
5o4
TRUCTURAS
1 5
~2 " -— ;—-^g
_3_(básico) „ 25
ELABORACIÓN DE LA
1.063,7 5,86
.... . -1~.095,4 5,69
980;o 6,35
PLANTILLA PARA LA UBICACIÓN DE ES
La tensión calculada para la temperatura máxima de
60°C es ae 1&164,5 Kg, con la cual se puede calcular
152.
el valor del parámetro:
P = 1.164,5 Kg ^ 1905
W 0,61138 Kg
Existen plantillas ya ela.boradas para un parámetro
de 1.900 mts. que en. este caso sería la que más se
acerca al valor calculado, sineirvbargo y a manera de
ejemplo se procederá a calcular la plantilla de la
siguiente manera:
La ecuación de la fiedla (F) como se vio tiene la
siguiente expresióni
F — 1_ o lo que es lo mismo F = K x8 T
donde: ;
w :K — —— = con.si:arrce2 T
2
Si se procede a dar valores a X se tiene:
23 X X Curva para 60°G Curva para 5°C
_ t _ _ F=2^6x2 1Q"4 F=lf86 x2 10"4
0 0 0 O . 0
50 25 625 0,16 -0.116
100 50 2500 • 0,65 0.465 .
153.
L
150
. 200
250
300
350
X
75
100
125
150
175
X2
5625
10.000
15,625
22.500
30.625
Curva para 60° C2 -4
F=2,6 x 10
1,46
2,60
4,062
5,85
8,00
Curva para 5°
F=l,86 x2 10"
1,046
1.860
2.906
4,185
5,696
C4
t
Con estos datos se construye la plantilla de la for-
ma siguiente:
a. Se trazan 3 curvas a 60°C¡ sin viento, paralelas
y separadas*~por las siguientes distancias:
- ~ Curva 1 -a-2-: Separadas por una longitud igual a
la altura de seguridad.
Curva 2 a 3: Separadas por una longitud-igual a
la flecha máxima.
b» Se traza la curva a 5°CÍ sin viento en la parte
superior de las curvas anteriores, que servirá
para comprobar si los conductores en. determinada
estructura tienden a Ievantar3_a»
Estas curvas pueden apreciarse en el gráfico N°
154.
5.5 ESPECIFIGACIONES GENERALES DE LAS ESTRUCTURAS
Las estructuras en una línea de transmisión cum -
píen ..un .papel muy .importante, pues a mas de sopor-
tar la carga de los conductores con xin alto grado
- - *-~de -seguridad, deben-ser-confiables para el- personal
•de mantenimiento y público en general, de allí la
importancia de coordinar en forma adecuada las ca
racterísticas de los conductores con la de las es_
tructurasf de tal manera de obtener conflabilidad
y economía al mismo tiempo.
-. . —Existe-una gran-variedad de tipos-de estructuras
que podrían usarse en forma económica, variando e,s
tas en peso y complejidad de acuerdo a su utiliza-
ción f lo cual está determinado básicamente por la
topografía del terreno en que se ubicarán»
Para la línea de transmisión en estudio se ha pre-
visto que el material de las estructuras será el
acero, que es el más usual en la construcción de
torres especi-almente en líneas de alto voltaje, por
la facilidad que presentan para su transporte y
155,
montaje por estar constituidos por elementos sepa-
rados*
Debe tenerse en cuenta que por las condiciones cli-
< matológicas de la sona, los diferentes elementos de
"las"torres deberán"tener protección anticorrosiva/
lo cual generalmente se consigue con el proceso"gal_
vanizado en caliente'1 que seria el recomendado para
el .presente caso*
Por lo demás, las características de' todos sus ele-
mentos deberán presentar facilidades para la- insta-
lación y mantenimiento "de la línea y su resistencia
._:_ mecánica,.deberá^ s,er_,.aal culada de tal__manera que so-
porte sin sufrir daño o deformaciones por las dife-
rentes solicitaciones a las que estará sometida..
5.6 SELECCIÓN DEL TIPO PE ESTRUCTURAS
Usualmente una linea d.e transmisión se analiza con
un mínimo de cuatro.tipos de estructuras, lo cual
dependiendo del proyecto puede variar hasta seis y
diez tipos. •
156,
Para este estudio y de acuerdo a las Normas de IWjE
C3L para líneas que se construyan en la costa del
pa£sf se adopta cuatro tipos de estructuras autos£
portadas, cuyas características principales sons
- Suspensión liviana: Para casos normales de ali -
_..neación y para...absojrver ángulos de hasta 1° .
. Los vanos para el dimensionamiento de esta estruc
tura serán:
Vano medio o económico = 350 mts.
Vano máximo = 1*4 del vano medio = 500
mtso Este valor servirá
para calcular la separa-
ción de los conductores.
Vano viento: " " ' " 1 , 4 del vano medio = 500 .
mts.
Vano peso: 1V6 del vano medio = 560
mts 0
— Estos dos .-últimos -..vanos, se utilizan para el cálcu
lo de las cargas sobre "las estructuras.
- Suspensión pesada: Para so].ucionar casos que nece_
sitan mayores esfuerzos en la alineación y para
absor"ver ángulos de 2°a 9£
Los vanos correspondientes a esta estructura serán
Vano medio — 350 mts«,
157.
Vano máximo - 800 mts.
Vano viento ' = 750 mts* a 2°y 480 mts. a 9°
Vano peso — 960 mts»
anclaje liviano: Es un soporte de amarre liviano,
para seccionamiento mecánico alineación y para po_
siciones angulares de 0° a 25°
Los vanos correspondientes son:
Vano medio = 350 mts«
Vano máximo = 560 mts*
Vano viento = 550 mts. a 0°y 525 a 25°
Vano peso = - f - 7 G O y - 4 5 0 m t S o -
Anclaje pesado: Para ser utilizado como terminal o
como angular en ángulos de 26°a 70°
Para esta estructura los vanos serán:
Vano medio = 350 mts.
Vano máximo '= _ 560 mts.
Vano viento = 550 mts., a 26°y 525 a 70°
Vano peso - + 750 y - 450 mts.
Además se emplearán dos torres especiales para la
transposición de la línea, y que podrá ser usada
en ángulos de 0°a 25°y con vanos similares a los
de la estructura de su anclaje liviano.
158,
5„6.1 SELECCIÓN DE LA ESTRUCTURA TIPO.
La estructura de suspensión liviana, se ha'consicle
rado en este estudio como 'la estructura base o tí-
pica en razón de las características del terreno.
Aproximadamente el 85% a 90% del total corresponde^
rán a este tipo de estructura*
Previamente a la determinación de las dimensiones,
es necesario resumir las tensiones admisibles ya
calculadas:
Estado 'básico: Temperatura 25 = C
Viento O Km/h
Tensión 1440 Kga
Estado de máxima
carga: Temperatura 18°C
Viento 90 Km/h
Tensión . 1691 Kg
Estado de tempe_
ratura mínima Temperatura
Viento
. Tensión
Estado de flecha
máxima Temperatura
5°C
O Km/h
.1645 Kg,
60°C
159,
Viento " O Km/h
Tensión 1664,5 Kg
Para el vano máximo (500 mts), -el estado de fie -
cha máxima es el siguiente:o
Temperatura 60°C
'Viento ' 'O Km/h
Tensión 1263,4 Kg
Flecha 15 mts.
Con estos datos se procedió a calcular las dimensio_
nes de la torre., las mismas que se presentan en la
figura N°5,l ' "
a. Altura de seguridad (Hs) — 6,80 mts. Esta altu-
— ra.~<fíeberá"ser ,4-ncrementada a-7 ,80 .-mts. en sitios
de vegetación y sembríos altos y en áreas de ca-
minos vecinales transitados»
be Altura debido a la flecha (Hf) = 8,10 mts»
c. Longitud de la cadena (Le) ~ 1,71 mts*
do Separación vertical entre crucetas (Hv) = 4 mts.
e« Longitud de la cruceta desde el eje de la torre
(D) =2,60 mts.
f. Distancia del cable de guardia a la base de la
cruceta (D2):
160»
. - Le
•donde:
oC= 30°= ángulo de apant al 1 amiento del cable de
guardia o
JL.uego s
D2 = _ 2-í-§2 — -1,71 =2,85 mts.-0,57
D2 =¿- 3 rnts. (Valor asumido) .:
-ores de los literales c)¿ d)- y -e) se determi-
naron en el Capítulo IV en base al cálculo 'del aisla.
miento de la línea.
.5.6.2 CALCULO DEL PESO DE LAS ESTRUCTURAS ¡
" "En "los" capítulos- precedentes -se- defini-eron- ya algu -
_ nos componentes de la la línea tales como:; conductor
Iiilo de guardia, cadena de aisladores, etc* , corres-
pondiendo a esta parte del estudio la determinación,
aproximada del peso de las estructuras para fines
de la elaboración del presupuesto»
161,
El peso de la estructura de suspensión liviana que
ha sido considerada como estructura base, se lo
calculará de acuerdo a la fórmula empírica desarro_
liada por PSJ0 Ryle
W = KH \rM~" (5.7) '
"donde:
W = peso de la torre en toneladas
H = Altura total de la torre en pies
M = Momento de volteo respecto a la base, en 1*000
Ibs.pie
K = Constante que varía de 0,0014 a O,0029¿ Para
torres no especiales K. = 0,0016.
El momento de volteo "M, viene dado por 1'áT"siguiente
-expresión: |
M s n Tc • [H + (H-i-Hv) + (H+2Hv)] + m Tg '(H+2Hv+D2)
(5.8) ,
donde: • :
n = Número de conductores de fase
Te = Carga transversal, en Lbs.
H = Altura de seguridad -1- altura debida a la flecha,
en pies
Hv — Espaciamiento vertical de las crucetas, en pies
162,
m — Número de cables de guardia
Tg = Carga transversal sobre el cable de guardia
D2 = Espaciamiento entre la cruceta más alta y el
- hilo de guardia, en pies.
_La., carga-transversal ~(Te)-debida -a la presión del
viento sobre los conductores es igual as
Te = d x a x —£- + ,2 Tb sen (~-~) Lbs- (5.9)12 2
donde:
d = Diámetro del conductor en pulgadas
a = Vano viento en pies
2P = presión del vient, en Lbs/pie
Tb = Tensión de trabajo del conductor, 'en Lbs*
B ~ Anoulo de desviacióni
Reemplazando valores tenemos;
7*97-Te--="Or6811'"X'l64Ü x^ "~- —» -f '2 ' x 3.720 sen (0,5° }
'12
Te « 806,87 Lbs.
Tg = 0,36 x 1.640 x -J%.-97 + 2 x 2410 x sen (0,5°)12
Tg = 434 Lbs. ' " ' .
Luegos
M = 6^x 806,27 (185,97-) -f 1 x 434 x 84,953
163.
M = 300.107 -f 36.868 = 336.975 Lbs - pie
Con este valor de M se tiene que el peso de la to-
rre es des
W = 0/0016 x 90,56 y336,975
W = 2,67 Tn
Siguiendo el mismo procedimiento se calcularon los
pesos para diferentes estructurasf obteniéndose
los siguientes valores:
Suspensión liviana + 3 mts = 2,9 Ton.
r;-- -.-v».-*^ ^.^Xv-.v-v^xf-t- .^l- i — * 3 t : T»/-,T-ii_> HiDj^diip-LOiJ. jr'c;oci*-«.Ci — -3 , -2 -í- Uli <, .
Suspensión pesada -f 3 rnts == 3,9 Ton»
-En vista de-que en la-l£nea-de transmisión Santo Do
mingo-Esmeraldas deberán emplearse en varios sitios
estructuras con mayor altura que la calculada por
razones de topografía, cruces de carreteras, etc., ,
y debido a que inicialmente se instalará un solo cir_
cuito, lo que obligará a reforzar la torre, para fi
nes del presupuesto económico se "han tomado los si-
guientes pesos para las estructuras:
- Suspensión liviana 3 Ton»
- Suspensión pesada/ anclaje
liviano y anclaje pesado 4 Ton0
164
5.7 LISTA DE LOS ACCESORIOS DE LAS ESTRUCTURAS
De acuerdo con la geometría cíe los soportes y las
solicitaciones a las que estarán sometidas los con™,
ductores y cable de guardia/ se ha determinado los
diferentes accesorios para la instalación de las caí
denas y conductores, y cuya lista se presenta en el
Cuadro N°5.1, debiendo indicar que la tensión míni-
ma de rotura deberá ser de 5»500 Kg con lo que se
obtiene un factor de seguridad de 3,25 con relación
a la tensión máxima de diseño»
CUADRO N°5«l
LISTA DE MATERIALES
ÍTEM
1 2 3 4 5 6 7 8 9
10 11 12 13
.' s
D
E S
-C R I
; P C I 0 N
f "
) -
Grillete con pasador
Anillo - Bola
;
Grapa de suspensión con
, conector
rótula
,
; ;
Varilla de ¡armar
j ;
Aislador dé suspensión ANSÍ 52-3
Grapa de retención con conector
rótula
.
i
Eslabón ojo
;
Grapa de retención 'para cable de
acero |
j
Grapa de suspensión tipo balancín
con
soporte
j ¡
Conector dé ranuras paralelas pa-
ra cable de acero 3/8"
í
Grapa para cable de acero a per -
fil plano í
¡
Grillete de fijación especial
Contrapeso para cadena de suspen-
sión
CANTIDAD
1 1 1 1 1 9
2 1 1 10
1
3 1 •
10 1 1
POR ENSAMBLAJE
4 1 1 9
5 1 9 1
6
1_7 1 8
'
2 2 2 3 1
1 1
*
1 1
Oí
CUADRO N°5«l
(Hoja 2)
ÍTEM
14 15 16
\ :
DE
S(C
R±
PC
IO
N'í
: i
Rótula horquilla
;
Adaptador! bola doble
Grapa de retención recta con co™
nector rótula
CANTIDAD POR ENSAMBLAJE
12
3 1 1
4 1
5 1 1 1
6
.
7
j 8
Notas:
Ensamblaje
1 Í> * 3 4 fe
6 7
Descripción
íCadena de suspensión !
i .
Cadena de retención normal
Cadena de retención invertida
;
Cadena de suspensión normal para transposición
Cadena de suspensión invertida para transposición
Conjunto de retención para cable de guardia
Conjunto de suspensión para cable de guardia
Conjunto de contrapesos.
CT)
GRÁFICO 5-1
TORRE DE SUSPENSIÓN LIVIANA
167
2.10
-1.00
2.GO
GRÁFICO 5.2
TENSIÓN 1164,5 Kg
VANO BASE =350 mis.
168.
VANO 300 mta
CURVA 2
CURVA FRÍA 5°C
CURVA I
CURVA 3
C A P I T U L O VI
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LA LINEA
6.1 CONSIDERACIONES GENERALES.
En el capítulo III,-numeral 3.202f se indicó que
para el estudio económico de comparación de Alter-
nativas, se determinaron precios aproximados de !:£
neas de transmisión de simple y doble circuito pa-
ra varios calibres de conductores/ para lo cual se
actualizó los costos de referencia que dispone INE
CEL, y se los adaptó a las condiciones particula -
res__de la línea. Se debe indicar que por falta de
experiencia en construcción de líneas de este tipo
en nuestro país, no se dispone de índices más o rne_
nos exactos que sirvan para determinar con una pre_
cisión-aceptable los" "diferentes costos que:ínter -
vienen en la construcción de esta clase de-líneas,
pues además en lo referente a costos de materiales
se debe indicar que actualmente existen grandes va.
riaciones de precios para determinados materiales
por parte de un mismo proveedorc
170,
Debe considerarse por otra parte, que los costos de
líneas de transmisión para un mismo voltaje, condu£
tor, tipo de estructuras de soporte, etc-, varían
según la localización geográfica de las líneas, ca
racterísticas físico-mecánicas del terreno, condi-
ciones atmosféricas de la zona por donde cruzan,
disponibilidades y costos de mano de obra, etc. ,to_
do lo cual puede ser determinado en una forma más
real únicamente cuando se disponga de los estudios
respectivoSo
Por lo expuesto anteriormente, para la estimación
de los diferentes costos que intervienen en el di-
seño y construcción de líneas, para un estudio a
.¡ 'nivel de Anteproyecto, generalmente se asumen índi_
ees o valores de costos de diseño y construcción-iy de acuerdo a los obtenidos por experiencia para lí
neas y condiciones similares, sea del país o de o-
f¿ tros países con mayor" experiencia, y generalmenteí,; ' - .'1 se debe indicar que un presupuesto a nivel de Ante_
i• proyecto está caracterizado por el hecho de que los
"í precios unitarios utilizados son globales, así por
$ . 3*T ejemplo, el precio que se introduce por m de exea
171,
vación abarca la mano de obra, explosivos si es ne-
cesario , transporte de material fragmentado, equipo
usado, desagüesf 'depreciación de equipos utiliza -
dos, dirección técnica, utilidades, etc, todo lo
cual no modifica la exactitud, pues nadie puede pre
..- venir de antemano 'por ejemplo el equipo que se debe3
utilizarf el número de horas de trabajo por m de
excavación-, etc.* Por lo tanto, para el presente es_
tudio se asumirán estas consideraciones, tratando
en lo posible de desglosar los valores pertinentes
de tal manera que no se incurra en errores mayores,
y los costos de los materiales se tomarán para el e_
fecto de cotizaciones al año 1976 y las cuales se
..__las. proyectó al año 1977, que se toma como base pa-
ra el estudio, incrementándolos en un 10%. '.
6.2 "" COSTOS DE LOS ESTUDIOS PRELIMINARES ;"
Estos costos se refieren a los estudios de prefacti
bilidad y factibilidad y comprenden los trabajos de
investigación del mercado, determinación preliminar
de la ruta probable, anteproyecto de diseño, inves-
tigaciones de campo y de probabilidades de ejecución
172,
del proyecto tanto técnica como económicamente* Su
costo generalmente se define en porcentaje de la
suma de los costos de los estudios de diseño, ma-
teriales y construcción y para este caso se ha asu
mido este porcentaje en 1%, lo cual nos da un va-
lor de S/. 7.731/Km.'
6.3 COSTOS DB .DISEÑO
Estos costos se refieren al diseño definitivo de
la línea, y abarcan los siguientes capítulos prin-
Topografía
Estudios de suelos y resistividades
"Definición y cálculo eléctrico de los parámetros
de la .línea (Voltaje de transmisión, potenc'ia a trans_
mitirse, número 'de circuitos, calibre de conducto -
res, aislamiento, tipos de estructuras, materiales
a utilizarse, etc»)
Cálculo mecánico de los conductores y estructuras
de soporte
Distribución, de soportes
Especificaciones para documentos de licitación,, etc.
173.
Su costo varía de acuerdo a la magnitud del proyec
to, y se puede considerar un valor aproximado igual
al 3% del costo de los materiales y de la. construc
ción, y cuyo monto alcanza a S/. 22.517 Km. en el
presente caso»
1.
6.4 .COSTOS DE MATERIALES
Naturalmente comprende el costo de los materiales
de importación y los de adquisición local, incluí -
dos los gastos que la gestión de compra involucre y
respectivo «
En el cuadro 601 se detallan estos costos por kiló-
metro de línea y- cuyo valor alcanza a S/. 5490025/Km
6 . 5 COSTOS DE CONSTRUCCIÓN
Estos costos se refieren a lo concerniente a mano
de obra, transporte, dirección técnica, utilización
de equipos, supervisión, administración, imprevis -
tos, utilidades, etc., los cuales se los ha conside
rado en forma global para los diferentes Ítems que
están detallados en el cuadro 602, debiendo indicar
174,
que son costos por kilómetro de línea y cuyo valor
- alcanza a S/. 201,546/Km,
6.6 COSTO TOTAL PE LA LINEA
El costo total de la línea está dado por la suma
del costo de los estudios preliminares, costo de di^
seño, costo de materiales y costo de construcción,,
A continuación se indica un resumen de estos costos:
VALOR ./<=>
S//KTTU
Estudios Preliminares 7.731,00 0,-99
'—Diseño ~ 22.517,00 • -• - 2,88
. Materiales _ _ 549.025,00 70,31
Construcción 201.546,00 25,82.
_..„„._ Total:....___. 780. 819, 00 _ _ 100,00
De acuerdo a lo indicado, el costo aproximado por 3ti
lómetro de la línea de Transmisión a Esmeraldas será
de S/. 780.819,00 y el costo total será:
Costo total = .S/. 780.819/Krn x 150 Km
Costo total ¿ S/. 117 ' 122 -850, 00
ÍTEM
1 2
•
3 4
DESCRIPCIÓN'
Conductores y cable de •
guardia:
- ASCR, 300 MCM
- Acero, 3/8"
t t :
Aisladores y herrajes:
- Aislador clase 52-3
( Torre suspensión )
- Aislador Clase 52-3
(Torres terminales, i
ángulo y retención) !
- Herrajes (Suspensión)
-r Herrajes (Ángulo, re_
tensión y terminal )
Materiales para puesta
a tierra
Estructuras de soporte:
- Suspensión
- Anclaje, ángulo y ter
minal
UNIDAD
Ton-
Ton*
P/E
P/E
P/E
P/E
P/E
Ton0
Ton,-
PRECIO
UNITARIO
31.500
20.000
-
12.960
14.400
13.668
29.160
4.500
25,000'
25«000
CANTIDAD
-4,04
0,407
2,56
0,29
2,56
0,29
2,85
7.68
1,12
TOTAL
127.260
8,140
33.178
4.176
340990
8.456
12*825
192.000
23.000
CUADRO N°6.1
COSTO DE MATERIALES (S/. / Km. )
Ui
ÍTE
M
DE
SC
RI
PC
IÓ
N
5
Mate
riale
s' p
ara
fu
nd
acic
?n
es
CO
ST
O
TO
TA
L
UN
IDA
D 3m
PR
EC
IOU
NIT
AR
IO
2.5
00
CA
NT
IDA
D
40
TOTA
L
10
0,0
00
54
6,0
25
Hotas: P/E = por estructura
- Se asumió un 10% extra en los conductores, 3_o cual cubriría lo referente a
pérdidas normales y desperdicios.
~ Los aisladores y herrajes son los necesarios para las cadenas de los dos
circuitos, incluyendo los herrajes del cable de guardia,
- Se ha considerado 2.35 estructuras por kilómetro, de las cuales el 90% co-
rresponden a estructuras de suspensión,
-- Los materiales para puesta a tierra son los correspondientes al tipo estre_
lia de cuatro puntaso
- El peso de las estructuras de suspensión se ha. .considerado que es de 3 to-
neladas y el de las restantes 4 toneladas*
- Para las fundaciones se asumió 14 m de hormigón y 0,8 toneladas de hierro
por estructura.-
'
CUADRO W'°6.1
(Hoja
-J
ÍTEM
1 2 3
* 4 5 6 7 8 9
10
D E S C R I P¡ C I 0
Ni.
Trabajos preliminares, des;
PeJ£ Y limpieza de vía*
construcción y: adecuación
de caminos de acceso.
,
; .
:
Replanteo y reubicacióñ
jde estructuras.
;
J !
Excavaciones para cimientos
Relleno compactado
j
Colocación y conexión de
tierras
;
.;
Hormigón simple para cimien
tos. "
|
¡
Replantillo de hormigón^
Armado y nivelado de es truc:
turas:
;- Suspensión
- Anclaje, ángulo, terminal
Vestido de Torres:
- Suspensión
¡ :
- Anclaje, ángulo, terminal
Tendido y tensado:
- Conductor
:
_ <
- Cable de guardia
'
COSTO TOTAL
UNIDAD
Km»
Knu
m3 m3
c/u.
m3
m2.
Ton. .
Ton.
c/u»
c/u*
Km.
Km.
,.. i
PRECIO
UNITARIO
14.000
2.000
180
150
2.000
400
160.
50OQO
5.000
2.200
6.600
7.500
5.000
CANTIDADES
1 1 150
110
2,85
.40
120
•
7,68
1,12
2.56
0,29
6 1
.,,., ._
...-
-„_....-
-_...,.,
TOTAL
14.000
2.000
27.000
16.500
5Q700
16.000
19,200
38,400
5*600 •
5.632
1.514
45.000
5.000
201.546
1 ' "
* •• • "
•CUADRO N°6.2
COSTOS DE CONSTRUCCIÓN (S/. /Km.)
C A P I T U L O VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Usualmente un Estudio de Anteproyecto -cubre una se -
rie de aspectos de la Ingeniería en general, por lo"
cual intervienen varias personas con experiencia en
una o más actividades que se pretendan desarrollar.
En el presente trabajo,- si bien es cierto que se han
seguido los pasos necesarios para un Estudio de Ante
proyecto, puede encontrarse algunas divergencias en*
algunas apreciaciones, toda vez que es necesario *a-
plicar en muchas partes del estudio el criterio per-
sonal. De ahí que en forma general puede indicarse
lo siguiente:
En el capítulo II, referente básicamente al estudio
de mercado y que es el que determina prácticamente
la importancia y magnitud del Proyecto, los varios
índices que intervienen en'su estudio se determina -
ron en base a los datos estadísticos, y la tendencia
de estos en el futuro se asumieron con criterios per
señales basados en la experiencia que tengo en este
179.
tipo de trabajos.
En -vista de que no se incluya el consumo de la Re-
finería Nacional, por cuanto tendrá generación pro_
pia, en caso de que solicite energía al Sistema Es_
meraldas cuando se construya la línea de transmi ~
sión desde Santo Domingof debo indicar que asta
tendrá la-capacidad suficiente para el efecto, de-
biendo naturalmente chequearse la regulación y en
caso de requerir mejorar ésta, deberá entonces es-
tudiarse la posibilidad de instalar equipo de regu
laclan, lo cual estará también influenciado .por el
desarrollo de las otras industrias»
Sería -conveniente, de acuerdo con los valores de
demanda que se tienef efectuar un estudio para de-
terminar la posibilidad de construir una línea de
230 KV. una vez que se cope la capacidad de la pr_i
mera línea de 138 KV d.e doble circuito, lo cual
también podrá determinarse con mejor criterio cuan
do la Coorporación Petrolera Ecuatoriana (CKPE) des
fina el uso que dará al residuo que obtenga en el
180,
proceso de refinación, ya que con éste podría pen ™
sarse en la instalación de una central térmica de
generación en Esmeraldas.
Para el cálculo electromecánico de la lineat en la
etapa de obtensión de datos metereológicos como son
lluvias, vientos, temperaturas, días de tormenta,
etc«, se tropieza con la dificultad de no contar con
un .suficiente número de estaciones en la ruta de la
línea, por lo cual sería necesario solicitar a los
organismos respectivos el incremento de estaciones
registradoras*
Debo indicar que las dimensiones y peso de las es -
tructuras calculadost así como el volumen de funda-
ciones asumido para elaborar el presupuestot de nin
guna manera son. absolutos/ pues estos variarán de
acuerdo con la topografía del terreno y de la resis_
tencia del suelo, por"lo que sería deseable que
INEC32L disponga de estos estudios para todas las lí_
neas que tiene previsto construir, a fin de que se
realicen trabajos previos a nivel de Anteproyecto
de estas líneas y con lo cual en una forma más real
181,
se podrán determinar las soluciones más convenieri
•ees para el país»
Cabe mencionar que en este estudio, y en todos los
que se desarrollen para los diferentes proyectos
de electrificación, lian sido de gran ayuda las Ñor
mas de Proyecto que está implantando INECEL, las
cuales naturalmente por ser las primeras de este
tipo que se ensayan en el país, deberán ser amplia^
das y modificadas de acuerdo a la experiencia que
se vaya adquiriendo conforme entren en operación
los diferentes proyectos para los cuales se han e_
mitido Normas»
182,
B I B L I Q G R A F I A
L 1. . "REDES ELÉCTRICAS"? Jacinto Viqueira Landa; 2da Edi-
ción, Méjico DF 1973.
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Londres, Macdonald S. Co. , 1966e
L 3." " ""MÉTODO PARA EL CALCULO DE LIMITACIONES MECÁNICAS Y E
LECTRICAS DE ESTRUCTURAS TIPO"; Comisión Federal de E
lectricidad; Méjico, 1975.
L 4. "CALCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES"; Comisión Federal
de Electricidad? Méjico, 1969»
L 5o "INSTRUCTIVO PARA LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO Y PROYEC-
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lectricidad; Mejico, 1975 0
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de Integración" Eléctrica Regional? Montevideo, 1971e
184.
L 19o APUNTES DE CLASE, 4to Curso de Ingeniería Eléctri-
ca j Ing. Honorato Placencia-*
L 200 "CATALOGO DE CONDUCTORES DESNUDOS"? ALCAN, Sales
Inc: New Yorlt.
L 21. "A.B. CHANCE.CO"7 Catálogos.
L 22o . "NKG:f; Catálogos.
L 23o "JQSLYN"? Catálogos.
L 24. "ALUMOWELD" Aluminum -ciad steel? catálogo.
L 250 "PROGRAMACIÓN Y EVALUACIÓN DE PROYECTOS"?
"ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE LA DEMANDA"?
Poligrafiádos del Ing0 Raúl Páe«0
L 26. "CRITER.IQS APLICABLES A LOS ESTUDIOS DE MERCADO":
Publicación de INECEL, año 1972.
L 27. "GUIA PARA ELABORACIÓN DE PRESUPUESTOS A NIVEL DE AN-
TEPROYECTOS" ; Publicación de INECEL.. año 1972.,
L 28. "PROGRAMACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO";
Publicación de INECEL, año 1974*
L 29. "POLIGRAFIÁDOS DE CONFERENCIAS TÉCNICAS"? Grupo de A~
sesores suizos, año 1973.
L 30o "BOLETÍN ESTADÍSTICO"7 Publicación de INECEL, años
1970-1974o
L 31, "TARIFAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS"; Publicación de
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