ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL LITORALblog.espol.edu.ec/econde/files/2010/07/Proyecto-Líneas-de... · Resistencia a 20° C (Ohm/Km) 0.0486 Tensión de rotura (Kg) 11128 4.2 Características

ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL

LITORAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRICA Y

COMPUTACION

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIÓN

DISEÑO DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN EL ORO – LOJA

PROFESOR

ING. JOSÉ LAYANA CHANCAY

INTEGRANTES

YASMANI AGUILAR SANCHEZ

ERICK CONDE BERMEO

MILTON CUENCA CABRERA

I TERMINO 2013 - 2014

GUAYAQUIL - ECUADOR

CONTENIDO

PROPUESTA ............................................................................................................................... 1

1.- JUSTIFICACION ..................................................................................................................... 1

2.- CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO .............................................................. 1

3.- ALCANCE DEL PROYECTO .................................................................................................... 3

4.- CARASTERÍTICAS DE LOS ELEMENTOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ......................... 3

4.1 Características del conductor………………………………………………………………………….3

4.2 Características de los Aisladores .......................................................................................... 4

4.3 Características de los accesorios .......................................................................................... 5

5.- EJECUTORES DEL PROYECTO ............................................................................................. 6

6.- PROGRAMA DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO .................................................................... 6

DISEÑO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN .......................................................................... 7

7.- CÁLCULO MECÁNICO PARA ESTRUCTURAS DE SOPORTE ............................................... 7

7.1.- Determinación del número de discos aisladores ................................................................. 7

7.2 Diseño de las torres de transmisión ................................................................................... 11

8.- JUSTIFICACIÓN DEL CONDUCTOR DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN................................... 21

8.1. Selección del conductor económicamente .......................................................................... 21

8.2. Porcentaje de Regulación .................................................................................................. 29

9.- INDICE DE FLAMEO ............................................................................................................ 31

10.- SOBREVOLTAJE DEBIDO A UNA DESCARGA ATMOSFÉRICA ........................................ 34

11.- CORRIENTE DE DESCARGA .............................................................................................. 36

12.- ÍNDICE DE PROTECCIÓN AL FLAMEO ............................................................................ 37

13.- SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN EL ORO - LOJA…..39

13.1 Consideraciones de la capacidad de Transmisión de las Líneas Adyacentes……………….46

14.- TABLA DE TENDIDIO DE CONDUCTORES………………………………………………………49

15.- ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO…………………………………………………………………….54

15.1 Análisis del año actual……………………………………………………………………………….54

15.1.1 Falla de fase a tierra……………………………………………………………………………..54

15.1.2 Falla de fase a fase………………………………………………………………………………..55

15.1.3 Falla trifásica………………………………………………………………………………………56

15.1.4 Falla de dos fases a tierra………………………………………………………………………..57

15.2 Análisis del año 15…………………………………………………………………………………..58

15.2.1 Falla de una fase a tierra…………………………………………………………………………58

15.2.2 Falla de fase a fase………………………………………………………………………………..59

15.2.3 Falla trifásica………………………………………………………………………………………60

15.2.4 Falla de dos fases a tierra………………………………………………………………………..60

16.- TIPO DE TORRES DE TRANSMISIÓN A INSTALARSE…………………………………………………….62

16.1 Torres de suspensión………………………………………………………………………………..62

16.2 Torres de retención………………………………………………………………………………….62

16.3 Torre de remate o terminal…………………………………………………………………………63

16.4 Porcentaje de Torres a instalarse…………………………………………………………………64

15.- CONCLUSIONES…………………………………………………………………………….65

1

PROPUESTA

1.- JUSTIFICACION

La justificación de este proyecto se basa en que el consumo de energía eléctrica

aumenta aceleradamente en todo el Ecuador, debido al continuo crecimiento

demográfico y desarrollo productivo del país, situación previsible, toda vez que se

nota una saturación de la capacidad de cada uno de los sistemas de transmisión

actuales, por lo que la demanda es cada día mayor al igual que las necesidades

eléctricas. Con la finalidad de atender los requerimientos del crecimiento de la

demanda de potencia y energía eléctrica de la Provincia de Loja y la provincia de El

Oro, es necesario diseñar una nueva línea de transmisión de 230 KV, de doble

circuito, de aproximadamente 115 km de longitud hasta llegar a la Subestación

también por construirse a 230 / 138 kV, localizada en el Cantón Loja.

2.- CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO

El proyecto se encuentra localizado entre las provincias de El Oro y Loja, parte desde

la subestación Machala ubicada en la capital de la provincia de El Oro hasta la

subestación Loja ubicada en el sector Obrapía.

La selección de la ruta debe de ser técnicamente factible, de fácil acceso para

reparaciones, mantenimiento e inspecciones y minimizar los impactos al medio

ambiente, en su recorrido, la línea atraviesa casi en su totalidad por sectores rurales

y una longitud corta secciona el área urbana del cantón Loja, los cruces de líneas se

hacen accesibles cuando los terrenos sean inaccesibles, aunque indudablemente esto

incrementara los costos debido al ángulo de desviación e incremento d la longitud.

Para poder diseñar la ruta es indispensable primero tener en cuenta “el derecho de

via” lo que significa que se deberá evaluar las propiedades, según el lugar, para

2

luego entrar en negociaciones con los propietarios de los terrenos, esto también es

indispensable para el mantenimiento periódico, si esto no fuera posible, quedaría

como último recurso el cambio de la ruta.

El clima de la zona donde se desarrolla el proyecto es tropical: cálido, húmedo,

lluvioso con temperaturas medias diarias que oscilan entre 18 ºC y 30ºC

La Línea de Transmisión El Oro – Loja tiene una longitud de 115 Km, de los cuales

30 Km es terreno plano y 185 km corresponde a terreno montañoso, el vano máximo

será de 200 mts para el terreno plano y 400 mts para terreno montañoso.

FIGURA #1

Línea de Transmisión El Oro - Loja

Trazado de ruta de la L/T El Oro - Loja

El diseño de las torres será el adecuado para soportar todas las cargas longitudinales

y transversales que se determinen en el cálculo mecánico, considerando los factores

de sobrecarga establecidas en las normas del diseño.

115

km

3

En el aspecto eléctrico, está diseñada para dos circuitos energizados a 230 kV de tal

manera que ofrezca mayor confiabilidad al sistema. Según las normas del ex INECEL

para líneas de transmisión a este nivel de voltaje se definen 2 zonas; en nuestro caso

escogeremos zona 1; que corresponde a la parte baja del territorio nacional hasta

una altura de 1000 m.s.n.m.

3.- ALCANCE DEL PROYECTO

A continuación se mostrarán los parámetros en consideración para la realización

del proyecto:

TABLA #1


Características Técnicas Generales de la L/T El Oro – Loja

4.- CARASTERÍTICAS DE LOS ELEMENTOS DE LA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN

4.1 Características del Conductor

El conductor instalado en el circuito es tipo ACAR MCM 1200 (30/7), las

características técnicas del conductor son listadas a continuación:

Parámetro Característica Técnica

Zona 1

Voltaje 230 kV

Número de Circuitos 2

Capacidad del Conductor 819 A

Material del conductor Aleación de aluminio – aluminio

Aislamiento Cadena de aisladores de vidrio o

porcelana

Longitud 115 Km

Estructuras Estructuras de acero Galvanizado auto

soportantes

Número de torres en superficie

llana 150 separadas 200 m.

Número de torres en superficie

montañosa 212 separadas 400 m.

4

TABLA #2


Características del Conductor

Características Especificaciones

Tipo Acar

Calibre AWG 1200

N° hilos 30 Alumino, 7 Aleación Aluminio

Peso (KG/km) 1676

Diámetro (mm) 32.02

Sección transversal (mm2) 493 Aluminio, 115Aleación Aluminio

Resistencia a 20° C (Ohm/Km) 0.0486

Tensión de rotura (Kg) 11128

4.2 Características de los Aisladores

Los aisladores son fabricados con diversos materiales, como la porcelana, el vidrio

y algunos de polímeros. En nuestro medio los más utilizados son los de vidrio o

porcelana. Son discos de 10” de diámetro por 5 3/4”. Se denominan aisladores de

suspensión porque van colocados en cadenas de suspensión. Se utilizan en líneas

eléctricas para diferentes voltajes. El número de aisladores por cada cadena puede

variar dependiendo de su voltaje y su función.

La selección de aisladores de las líneas de transmisión se efectuó de acuerdo a la

zona de ubicación de la línea.

5

Los aisladores utilizados en el circuito son de vidrio tipo U 70 BL. El número de

aisladores por cadena a utilizar es de 15 para estructuras de suspensión en la zona

1(parte costera) y de 16 aisladores para la zona 2 (zona montañosa). Las

características técnicas y eléctricas son las listadas en las siguientes tablas:

TABLA #3


Características de los Aisladores

Características Especificaciones

Tipo Ball & Socket

Diámetro del disco (mm) 255

Espaciamiento (altura) (mm) 146

Distancia de fuga (mm) 295

Carga de rotura (kN) 70

Peso (Kg) 3.5

TABLA #4


Características eléctricas de los Aisladores

No.

Unidad Características Especificaciones

1

Tensión soportada (impulsos 1.2/50 𝝁𝒔) (Kv) 90

Tensión 50% de contorneo a impulsos tipo rayo

(Kv) 110

Tensión soportada a frecuencia industrial en

seco (Kv) 70

Tensión soportada a frecuencia industrial bajo

lluvia(Kv) 45

4.3 Características de los accesorios

Los accesorios para los ensamblajes de suspensión para el conductor y cable de

guardia respectivamente, están fabricados con aceros de alta resistencia y/o

aleaciones que cumplen con todas las características de dimensiones y galvanizado

requeridas por las normas ANSI y ASTM para éste tipo de materiales.

6

5.- EJECUTORES DEL PROYECTO

Yasmani Aguilar

Erick Conde

Milton Cuenca

Funciones de cada participante:

Diseño Eléctrico de Línea de Transmisión (Milton Cuenca)

Diseño Mecánico de Línea de Transmisión (Yasmani Aguilar)

Justificación y consideraciones para elección del aislamiento (Erick Conde)

Estudio del Impacto Ambiental (Aguilar, Conde, Cuenca)

6.- PROGRAMA DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO

FECHA ACTIVIDADES

20 al 28 de Mayo/2013

Se realizó el estudio necesario previo a la propuesta del

proyecto: se analizó las características de las S/E de

Machala Y Loja, se realizó los cálculos para encontrar

las características de las estructuras de suspensión, se

fijó capacidad y voltaje de la línea, numero de torres.

29 de Mayo/2013 Entrega de la propuesta del proyecto: Diseño de una L/T

que une las Subestaciones Machala y Loja.

6 al 10 de Junio/2013

Selección del conductor económicamente, cálculos de

pérdidas de potencia y Energía, Proyección de la

Demanda a 15 años.

Calculo de Porcentaje de Regulación de la L/T.

14 a 17 de Junio/2013

Se cambió totalmente el voltaje de nuestra línea a 230

KV, el cual se procedió a calcular nuevamente todo el

avance anterior.

18 de Junio/2013 Se seleccionó el número de aisladores de acuerdo a la

contaminación de la zona.

19 de Junio/2013 Entrega de justificación de selección del conductor.

26 de Junio/2013 Entrega del segundo avance del Proyecto

27 al 28 de Junio/2013 Determinación de aislamiento para un nivel de impulso

de rayo

5 al 6 de Julio/2013

Consideraciones para el aislamiento tomando en cuenta

el nivel isoceráunico, el índice de descarga, proporción

de descargas que producen flameo, impedancia de la

torre.

08 de Julio/2013 Entrega final del Proyecto “Diseño de la Línea de

Transmisión El Oro – Loja”

7

DISEÑO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

7.- CÁLCULO MECÁNICO PARA ESTRUCTURAS DE SOPORTE

Estructuras son las diferentes clases de soportes para el tendido de líneas eléctricas,

incluyendo todos los herrajes y accesorios necesarios; estas estructuras pueden ser

de madera, de concreto o de metal.

Los herrajes y aisladores son los distintos materiales que se instalan en las

estructuras para soportar a los conductores y protegerlos contra daños

7.1.- Determinación del número de discos aisladores

7.1.1 Determinación de aislamiento para un nivel de contaminación dado.

La distancia de fuga mínima que se debe considerar para cada disco aislador en un

ambiente de contaminación dado, está dada por una recomendación de la norma IEC

60071-2, citada en la norma IEEE Std. 1313.2-1999, la cual se resume en la siguiente

tabla.

TABLA #5


Distancia de fuga mínimas recomendadas para diferentes grados de contaminación (IEEE Std 1313.2-1999)

8

Considerando las características del ambiente de la provincia de El Oro el grado de

polución según la tabla, es medio y la distancia de fuga recomendada es 34.6 mm/KV,

para el caso de la ciudad de Loja el grado de polución es ligero y la distancia de fuga

recomendado es 27.7 mm/KV.

Luego, el número de aisladores en una cadena está dado por:

𝑁𝐴 =𝑉𝐿𝐿𝐷𝐹

√3𝑑𝑓

Dónde:

𝑉𝐿𝐿: Tensión nominal del sistema

𝐷𝐹: Distancia de fuga recomendado según la norma

𝑑𝑓: Distancia de fuga mínima de cada aislador

Para la provincia de El Oro:

𝑉𝐿𝐿 = 230 𝐾𝑉

𝐷𝐹 = 34.6 𝑚𝑚/𝐾𝑉

𝑑𝑓 = 295 𝑚𝑚

𝑁𝐴 =230 ∗ 34.6

√3 ∗ 295= 15.5 ≅ 15 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠

Para la provincia de Loja:

𝑉𝐿𝐿 = 230 𝐾𝑉

𝐷𝐹 = 27.7 𝑚𝑚/𝐾𝑉

𝑑𝑓 = 295 𝑚𝑚

𝑁𝐴 =230 ∗ 27.7

√3 ∗ 295= 12.4 ≅ 12 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠

9

7.1.2 Determinación de aislamiento por altitud y latitud

De acuerdo a norma IEEE Std. 1313.1, el BIL Estadístico de una aislación

corresponde a la tensión, en términos de valor cresta, y de frente rápido, que es capaz

de soportar sin “romperse” el 90% de las veces que es aplicada.

Por otra parte, se define el “Voltaje Crítico de Flameo” (VCF) como la tensión, en

términos de valor cresta, y de frente rápido, para la cual la aislación se rompe el 50%

de las veces que es aplicada, donde 𝜕 es la desviación estándar.

𝐵𝐼𝐿 = 𝑉𝐶𝐹(1 − 1.3𝜕)

Considerando una desviación estándar de 0.03 según la norma IEEE Std 1313.2-

1999, y considerando una corrección por altura, donde esta norma indica que en el

caso de realizar una coordinación de aislación mediante impulso de rayo, la rigidez

de las aislaciones disminuye como función lineal de la densidad relativa del aire, por

lo que el BIL debe ser dividido por este valor, entonces, finalmente el Voltaje Crítico

de Flameo es:

𝑉𝐶𝐹 =𝐵𝐼𝐿

0.961 𝛿𝑅

En conclusión, el problema de la elección de la cadena de aisladores se reduce a

encontrar una de un largo tal que su VCF sea mayor o igual al valor calculado. Esto

se resuelve consultando la siguiente tabla:

10

TABLA #6


BIL para diferente número de aisladores estándar y diferentes altitudes sobre el nivel del mar

El nivel básico de aislamiento al impulso de rayo (BIL) normalizado para 230 KV es

750 KV, tensión máxima permitida es 245 KV, la ciudad de Machala se encuentra a

650 m.s.n.m. y la ciudad de Loja a 1824 m.s.n.m, entonces el número de disco de

aisladores será:

Para la provincia de El Oro:

𝐵𝐼𝐿 = 750 𝐾𝑉

𝛿𝑅 = 0.933

𝑉𝐶𝐹 =750

0.961 ∗ 0.933= 672.45 𝐾𝑉

𝑁𝐴 = 9 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠

11

Para la provincia de Loja:

𝐵𝐼𝐿 = 750 𝐾𝑉

𝛿𝑅 = 0.801

𝑉𝐶𝐹 =750

0.961 ∗ 0.801= 974.33 𝐾𝑉

𝑁𝐴 = 16 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠

7.2 Diseño de las torres de transmisión

En esta parte del proyecto se detallaran los datos necesarios para diseñar las torres

de 230 KV, como ya hemos analizado necesitamos 2 tipos de torres para nuestro

proyecto, debido a que la línea cruzara zona costera y la zona montañosa, además

que el nivel de contaminación es diferente, lo cual afecta en el diseño de las torres .

Las estructuras se clasifican según su función en diferentes tipos:

Tangentes

Son las que van ubicadas en los tramos rectos en el trazo de la línea.

De ángulo

Son las que van ubicadas en los puntos en donde existe un ángulo de deflexión. Éstas

absorben las tracciones transmitidas por los conductores de los vanos adyacentes.

De remate

Se encuentran situadas al final de la línea, y absorben las tracciones no equilibradas,

transmitidas por los conductores de los vanos que le anteceden.

Las estructuras serán de acero, tipo celosía, autosoportantes y para dos circuitos.

12

A continuación presentamos de manera general el diseño básico de una estructura

metálica de 230 KV:

FIGURA #2


Diseño básico de estructura metálica para 230 KV

7.2.1 Para la provincia de EL Oro:

Una vez presentado el diseño basico de la torre a utilizar, vamos a detallar primero

los valores de la estructura que se van a utilizar para la zona costera de la provincia

de EL Oro, se debe especificar que utilizaremos 150 torres de este tipo para un vano

promedio de 200 mt.

7.2.1.1 Longitud total de la cadena:

En base al análisis para determinar el número de disco de aisladores, lo más

conveniente para la zona correspondiente a la provincia de El Oro el número de

aisladores a escoger es 15.

𝑁 = 15

𝑙𝑎 = 146 𝑚𝑚

13

Entonces, la longitud según el número de aisladores es:

𝐶𝑎 = 15 ∗ 146 = 2190 𝑚𝑚

Longitud de la grapa de suspensión:

𝑔 = 66 𝑚𝑚

Longitud de la bola – horquilla:

𝑏ℎ = 88 𝑚𝑚

Longitud de la rótula – corta:

𝑟𝑐 = 126 𝑚𝑚

Entonces, la longitud del herraje es:

𝐻𝑒 = 𝑔 + 𝑏ℎ + 𝑟𝑐

𝐻𝑒 = 66 + 88 + 126 = 280 𝑚𝑚

Finalmente, la longitud de la cadena de aisladores:

𝐿𝐶 = 𝐶𝑎 + 𝐻𝑒

𝐿𝐶 = 2190 + 280 = 2470 𝑚𝑚

7.2.1.2 Distancia vertical entre fases

La distancia mínima admisible entre fases se calcula de acuerdo a la siguiente

expresión:

𝐷𝑣 = 𝐾√𝑓𝑚 + 𝐿𝑐 +𝐾𝑉

150 ∗ 𝑑

Para poder determinar la distancia vertical entre fase primero debemos determinar

la flecha máxima que se produce con las condiciones de vano y temperatura máxima.

La flecha máxima es la distancia vertical medida entre el punto más bajo de la

catenaria, hasta la cuerda subtendida entre los soportes del conductor.

14

Para el cálculo de la flecha máxima lo hacemos mediante la siguiente formula:

𝐹𝑚 =𝑊 ∗ 𝑆2

8𝑇

Donde:

W = peso del conductor (Kg/km)

S = vano máximo entre las torres (mt)

T = tensión máxima aplicada, aproximadamente 20% de la tensión de ruptura del

cable TR (Kg)

En nuestro proyecto el cable que utilizamos es el ACAR 1200 MCM, y según las

características de este cable tenemos que

𝐹𝑚 =1.676 ∗ 2002

8(2225.6)

𝐹𝑚 = 3.76 𝑚𝑡

Una vez determinada la flecha máxima procedemos al cálculo de la distancia vertical

entre conductores:

𝐷𝑣 = 0.85√3.76 + 2.470 +230𝐾𝑉

150 ∗ 1.09

𝐷𝑣 = 3.53 𝑚𝑡

7.2.1.3 Longitud de la cruceta con espaciamiento vertical

𝐺 = 𝐿𝑐 𝑠𝑖𝑛 𝛼𝑛 + 𝐷𝑠

Dónde:

𝛼𝑛 = es el angulo máximo de oscilación en este caso 15°

𝐿𝑐 = Longitud de la cadena de aisladores (mm)

𝐷𝑠 = Radio de separación vertical del conductor con la cruceta inmediata inferior

(mt)

15

El valor de 𝐷𝑠 se lo determina mediante la siguiente formula; debemos tener en

cuenta que nuestro sistemas es aterrizado

𝐷𝑠 =𝐾𝑉

150 ∗ 𝑑

𝐷𝑠 =230𝐾𝑉

150 ∗ 1.09

𝐷𝑠 = 1.41 𝑚𝑡

Por lo tanto la longitud de la cruceta es:

𝐺 = 2.470 𝑠𝑖𝑛 15° + 1.41

𝐺 = 2.04 𝑚𝑡

7.2.1.4 Longitud de la cruceta con espaciamiento horizontal

𝐺 = 𝐿𝑐 𝑠𝑖𝑛 𝛼𝑛 + 𝐷𝑜

Dónde:

𝛼𝑛 = es el angulo máximo de oscilación en este caso 60°

𝐿𝑐 = Longitud de la cadena de aisladores (mm)

𝐷𝑜 = Radio de separación horizontal del conductor con la estructura metálica

El valor de 𝐷𝑜 se lo determina mediante la siguiente formula; debemos tener en

cuenta que nuestro sistemas es aterrizado

𝐷𝑜 =𝐾𝑉

150 ∗ 𝑑

𝐷𝑜 =230𝐾𝑉

150 ∗ 1.09

𝐷𝑜 = 1.41 𝑚𝑡


𝐺 = 2.470 𝑠𝑖𝑛 60° + 1.41

𝐺 = 2.9 𝑚𝑡

16

Escogemos la longitud mayor, para que cumpla los requisitos para ambos casos en

este caso, la longitud de la cruceta es:

𝐺 = 3.5 𝑚𝑡

7.2.1.5 Separación horizontal entre los conductores

El cálculo se lo realiza mediante la siguiente ecuación:

𝐷ℎ = 2𝐺 + 𝑆

Dónde:

S = es el ancho de la estructura metálica (mt)

G = Longitud de la cruceta (mt)

𝐷ℎ = 2(3.5) + 2

𝐷ℎ = 9 𝑚𝑡

7.2.1.6 Separación del hilo de guardia a la cruceta inmediata inferior

Para determinar la separación del hilo de guardia con la cruceta inferior hemos

considerado un ángulo de 30° según las normas.

𝐷 =3.5 +

𝑆2

𝑡𝑎𝑛 30°− 𝐿𝑐

𝐷 =3.5 +

22

𝑡𝑎𝑛 30°− 2.470

𝐷 = 5.3 𝑚𝑡

7.2.1.7 Separación del hilo de guardia conductor inmediato inferior

𝐷𝑡𝑐 = 𝐷 + 𝐿𝑐

𝐷𝑡𝑐 = 5.3 + 2.470

𝐷𝑡𝑐 = 7.77 𝑚𝑡

17

En nuestro diseño de las torres eléctricas para una mayor protección a nuestro doble

circuito hemos considerado conveniente utilizar 2 hilos de guardia, y la separación

entre los 2 hilos de guardia seria:

𝐴 = 2 ∗ (5.3 ∗ 𝑡𝑎𝑛 30°)

𝐴 = 6.2 𝑚𝑡

Finalmente en la siguiente figura se detallan las medidas en de la estructura metálica

en metros.

CARACTERISTICAS GENERALES

Voltaje de la Línea: 230 KV

Tipo de Estructura: Autosoportada

Función de la Línea: Torre de suspensión

Disposición de los Circuitos: Circuito doble

Formato de la Torre: Tronco piramidal de

Celosía doble con elementos redundantes y

Extensión tipo pata

FIGURA #3


Diseño de estructura metálica para provincia de El Oro

7.2.2 Para la provincia de Loja:

Una vez presentado el diseño basico de la torre a utilizar, vamos a detallar primero

los valores de la estructura que se van a utilizar para la zona montañosa de la

provincia de Loja y parte de la zona alta de la provincia de El Oro, se debe especificar

que utilizaremos 212 torres de este tipo para un vano promedio de 400 mt, el nivel de

contaminación.

18

7.2.2.1 Longitud total de la cadena:

En base al análisis para determinar el número de disco de aisladores, lo más

conveniente para la zona correspondiente a la provincia de El Oro el número de

aisladores a escoger es 16.

𝑁 = 16

𝑙𝑎 = 146 𝑚𝑚

Entonces, la longitud según el número de aisladores es:

𝐶𝑎 = 16 ∗ 146 = 2336 𝑚𝑚

Longitud de la grapa de suspensión:

𝑔 = 66 𝑚𝑚

Longitud de la bola – horquilla:

𝑏ℎ = 88 𝑚𝑚

Longitud de la rótula – corta:

𝑟𝑐 = 126 𝑚𝑚

Entonces, la longitud del herraje es:

𝐻𝑒 = 66 + 88 + 126 = 280 𝑚𝑚

Finalmente, la longitud de la cadena de aisladores:

𝐿𝐶 = 2336 + 280 = 2616 𝑚𝑚

7.2.2.2 Distancia vertical entre fases

𝐹𝑚 =1.676 ∗ 4002

8(2225.6)

𝐹𝑚 = 15.06 𝑚𝑡

19

Una vez determinada la flecha máxima procedemos al cálculo de la distancia vertical

entre conductores:

𝐷𝑣 = 0.85√15.06 + 2.616 +230𝐾𝑉

150 ∗ 0.9

𝐷𝑣 = 6 𝑚𝑡

7.2.2.3 Longitud de la cruceta con espaciamiento vertical

𝐷𝑠 =230𝐾𝑉

150 ∗ 0.9

𝐷𝑠 = 1.70 𝑚𝑡


𝐺 = 2.616 𝑠𝑖𝑛 15° + 1.70

𝐺 = 2.40 𝑚𝑡

7.2.2.4 Longitud de la cruceta con espaciamiento horizontal

𝐷𝑜 =230𝐾𝑉

150 ∗ 1.09

𝐷𝑜 = 1.70𝑚𝑡


𝐺 = 2.616 𝑠𝑖𝑛 60° + 1.70

𝐺 = 4 𝑚𝑡

Escogemos la longitud mayor, para que cumpla los requisitos para ambos casos en

este caso, la longitud de la cruceta es:

𝐺 = 4 𝑚𝑡

7.2.2.5 Separación horizontal entre los conductores

𝐷ℎ = 2(4) + 2

𝐷ℎ = 10 𝑚𝑡

20

7.2.2.6 Separación del hilo de guardia a la cruceta inmediata inferior

𝐷 =4 +

22

𝑡𝑎𝑛 30°− 2.616

𝐷 = 6 𝑚𝑡

7.2.2.7 Separación del hilo de guardia conductor inmediato inferior

𝐷𝑡𝑐 = 6 + 2.616

𝐷𝑡𝑐 = 8.6 𝑚𝑡

𝐴 = 2 ∗ (6 ∗ 𝑡𝑎𝑛 30°)

𝐴 = 6.9 𝑚𝑡

Finalmente en la siguiente figura se detallan las medidas en de la estructura metálica

en metros

CARACTERISTICAS GENERALES

Voltaje de la Línea: 230 KV

Tipo de Estructura: Autosoportada

Función de la Línea: Torre de suspensión

Disposición de los Circuitos: Circuito doble

Formato de la Torre: Tronco piramidal de

Celosía doble con elementos redundantes y

Extensión tipo pata

FIGURA #4


Diseño de estructura metálica para provincia de Loja

21

8.- JUSTIFICACIÓN DEL CONDUCTOR DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN

8.1. Selección del conductor económicamente

Para poder seleccionar el conductor de una manera en donde solo tenga que ver el

menor costo económico que va a tener la L/T , se debe realizar el proceso de calcular

las pérdidas de energía y así de esa manera calcular cuánto cuestan económicamente

en dólares dichas perdidas.

Para comenzar a hacer el análisis hemos escogido 8 tipos diferentes de conductores

de Aluminio Reforzado con Aleación de Aluminio (ACAR) con diferente calibre, con

el fin de que los conductores tengan valores de Resistencia diferente y así mismo que

ésta vaya disminuyendo en cada una. Además unos son conductores con 30 hilos de

Aluminio y 7 de Aleación de Aluminio, otros calibre en cambio es de 18 hilos de

Aluminio y 19 hilos de Aleación de Aluminio, mostrados en la figura 1.

FIGURA # 5


Esquema interno del conductor

81.1. Descripción de los conductores ACAR

Alambres de aluminio 1350-H19 cableados concéntricamente alrededor de un núcleo

de aleación de aluminio 6201-T81.

Aunque la mayoría de las construcciones de cable ACAR poseen un núcleo de

aleación, en algunos conductores los alambres de aleación de aluminio 6201-T81 se

encuentran distribuidos en capas, combinados con alambres de aluminio 1350-H19.

8.1.2. Usos y Aplicaciones de los conductores ACAR

Los conductores eléctricos ACAR se usan en líneas aéreas de transmisión y

distribución de energía eléctrica.

22

Su buena relación de carga de rotura a peso hace que los cables ACAR sean

aplicables donde se requieren buenas características de conducción de corriente y de

carga de rotura.

Siguiendo con el análisis, ahora debemos conocer los valores de los datos necesarios

de nuestra L/T y además calcular la Corriente, Demanda media, Energía por año y

el Factor de pérdidas, como se muestra en la Tabla 5.

TABLA # 7


Parámetros eléctricos considerados para selección del conductor

Fp 0,9

Fcarga 0,55

Fpérdidas 0,352

Longitud [Km] 115

Carga [MW] 150,3

Voltaje [KV] 230

Corriente [A] 419,21

Demanda media [MW] 82,67

Energía por año [MWh] 724145,40

De acuerdo a la Tabla 7, observamos que la Potencia que va a transmitir nuestra

línea es de 150.3 [MW] en el primer año y la Energía total por año va a ser de

724145,40 [MWh], estos valores nos van a interesar debido a que queremos conocer

cuánto es el porcentaje de pérdidas que vamos a tener en nuestra línea utilizando un

conductor.

Como nuestra Línea de Transmisión va a tener un voltaje de 230 KV entonces los

conductores candidatos a ser usados deben tener un calibre mayor a 900 AWG, y así

comenzamos nuestro análisis.

En la Tabla 8 se muestra 8 diferentes conductores ACAR con sus respectivos valores

de Resistencias y Reactancias, los cuales van a ser utilizados al momento de escoger

el conductor a ser usado en nuestra línea de transmisión y en el diseño las torres de

soporte de la misma.

23

TABLA # 8


Características de conductores ACAR

A continuación que ya tenemos las características de los posibles conductores a

utilizar, entonces el análisis para poder hallar el conductor económicamente se lo

comienza a realizar, y para ello se necesita hacer un análisis de costo de pérdidas de

energía durante unos 15 años futuros y además se le debe agregar el valor del costo

del conductor de la primera terna y el de la segunda terna a ser utilizada en un futuro

de 5 años.

En la Tabla 9 se muestran todos los costos de pérdidas de energía en dólares al usar

cada posible conductor durante los 15 años, Las filas que se encuentran de color

amarillo representan el análisis usando una terna de conductores y las que se

encuentran de color celeste es usando dos ternas de conductores y se lo realiza en el

quinto año. Todo estos valores fueron calculados con un costo de energía de 0.1

[$/KWh]. En la Tabla 10 se muestra los costos de las pérdidas de energía en dólares

durante los 15 años y llevados al año presente. Al final de la tabla se muestra el costo

del conductor en los 115 Km de nuestra línea llevados también al presente, el cuál la

instalación de la primera línea se la hace al principio del primer año y la segunda

terna se la instala al inicio del quinto año. También en esta tabla se muestra el valor

del costo total en el presente año en millones de dólares.

El costo del interés al momento de llevar los costos al valor presente es de 12%.

De acuerdo a los cotos totales de cada conductor se comienza a hacer el análisis de

cual tiene el menor costo, y por lo tanto ese es el que hay que elegir, ya que nos va a

servir y nos va a rendir mejor.

24

TABLA # 9


Costo de pérdidas

CONDUCTOR MCM MCM MCM MCM MCM MCM MCM MCM

950 (18/19) 950 (30/7) 1000 (18/19) 1000 (30/7) 1100 (18/19) 1100 (30/7) 1200 (18/19) 1200 (30/7)

RTOTAL [Ω] 7,406 7,0495 7,038 6,7045 6,394 6,095 5,865 5,589

XL [Ω/Km] 0,2967 0,2967 0,2947 0,2947 0,2911 0,2911 0,2879 0,2879

XC[MΩ.Km] 0,1907 0,1907 0,1937 0,1937 0,1914 0,1914 0,1894 0,1894

AÑO

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

0 1203948,05 1145994,03 1144124,54 1089909,49 1039433,41 990826,81 953437,12 908569,49

1 1302190,21 1239507,14 1237485,11 1178846,11 1124251,18 1071678,28 1031237,59 982708,76

2 1408448,93 1340650,92 1338463,89 1275039,95 1215990,07 1159127,23 1115386,58 1062897,80

3 1523378,36 1450048,04 1447682,55 1379083,21 1315214,86 1253712,01 1206402,12 1149630,26

4 1647686,04 1568371,96 1565813,44 1491616,40 1422536,39 1356014,91 1304844,53 1243440,09

5 891068,61 848175,56 846791,91 806666,15 769307,68 733332,86 705659,92 672452,40

6 963779,81 917386,68 915890,13 872490,11 832083,19 793172,82 763241,77 727324,51

7 1042424,24 992245,43 990626,76 943685,30 899981,18 857895,73 825522,30 786674,19

8 1127486,06 1073212,66 1071461,91 1020690,02 973419,64 927900,02 892884,92 850866,81

9 1219488,92 1160786,82 1158893,20 1103978,32 1052850,68 1003616,66 965744,33 920297,54

10 1318999,22 1255507,02 1253458,88 1194062,96 1138763,30 1085511,78 1044549,07 995393,82

11 1426629,55 1357956,39 1355741,13 1291498,49 1231686,38 1174089,54 1129784,27 1076617,96

12 1543042,53 1468765,63 1466369,60 1396884,77 1332191,99 1269895,25 1221974,67 1164469,98

13 1668954,80 1588616,91 1586025,36 1510870,57 1440898,86 1373518,70 1321687,80 1259490,73

14 1805141,51 1718248,05 1715445,03 1634157,61 1558476,21 1485597,82 1429537,53 1362265,17

15 1952441,05 1858457,09 1855425,35 1767504,87 1685647,87 1606822,61 1546187,79 1473426,01

25

TABLA # 10


Costo de pérdidas

CONDUCTOR MCM MCM MCM MCM MCM MCM MCM MCM

950 (18/19) 950 (30/7) 1000 (18/19) 1000 (30/7) 1100 (18/19) 1100 (30/7) 1200 (18/19) 1200 (30/7)

AÑO PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

PERD.

ENERGIA

[$]

0 1203948,05 1145994,03 1144124,54 1089909,49 1039433,41 990826,81 953437,12 908569,49

1 1162669,83 1106702,81 1104897,42 1052541,17 1003795,69 956855,61 920747,85 877418,54

2 1122806,87 1068758,71 1067015,22 1016454,04 969379,84 924049,13 889179,35 847335,62

3 1084310,63 1032115,55 1030431,84 981604,19 936143,96 892367,44 858693,20 818284,11

4 1047134,27 996728,73 995102,75 947949,19 904047,60 861771,99 829252,29 790228,65

5 505616,26 481277,59 480492,47 457724,04 436525,84 416112,76 400410,39 381567,55

6 488280,85 464776,64 464018,44 442030,64 421559,24 401846,04 386682,04 368485,23

7 471539,79 448841,44 448109,24 426875,30 407105,78 388068,46 373424,37 355851,45

8 455372,71 433452,59 432745,49 412239,58 393147,87 374763,25 360621,24 343650,83

9 439759,93 418591,36 417908,51 398105,65 379668,51 361914,23 348257,09 331868,52

10 424682,45 404239,66 403580,21 384456,31 366651,31 349505,74 336316,84 320490,17

11 410121,91 390380,01 389743,18 371274,96 354080,40 337522,69 324785,98 309501,94

12 396060,58 376995,56 376380,55 358545,53 341940,50 325950,48 313650,46 298890,44

13 382481,36 364069,99 363476,08 346252,54 330216,83 314775,04 302896,73 288642,77

14 369367,72 351587,59 351014,04 334381,02 318895,11 303982,75 292511,70 278746,44

15 356703,68 339533,16 338979,27 322916,53 307961,56 293560,48 282482,73 269189,42

COSTO DE PERDIDAS [millones

de $] 10,32 9,82 9,81 9,34 8,91 8,49 8,17 7,79

COSTO TOTAL DEL CONDCUTOR

[millones de $] 6,32 6,23 6,67 6,57 7,32 7,21 7,94 7,81

COSTO TOTAL [millones de $] 16,64 16,05 16,48 15,91 16,23 15,71 16,11 15,60

26

Al momento de hacer la selección del conductor en la Tabla 9 podemos observar que

el conductor que nos presente menos costo de Perdida de Energía más el costo de

longitud del conductor es el ACAR calibre 1200 con 30 / 7 hilos de Aluminio y

Aleación de Aluminio respectivamente, ya que utilizar este conductor presenta un

costo de 15.6 millones de dólares durante los 15 años y es el más bajo comparado

con los otros conductores.

8.1.3. Proyección de la L/T a 15 años

También debemos hacer la proyección de nuestra L/T tenga durante 15 años, para

conocer cómo se va a comportar en cada año, a un interés de crecimiento de la

demanda de 4%, por lo cual usamos una terna que soporta los valores nominales de

la demanda durante los 4 primeros años, y de ahí se le coloca la otra terna una vez

que la demanda vaya aumentando, para que así pueda soportar el crecimiento de la

demanda eléctrica, ver Tabla 11.

TABLA # 11


Parámetros eléctricos considerados para selección del conductor

Incremento demanda[%] 4

Fp 0,9

Fcarga 0,55

Fpérdidas 0,352

Longitud [Km] 115

Demanda 15 años [MW] 270,68

Voltaje [KV] 230

Corriente [A] 754,97

Demanda media [MW] 148,87

Energía por año [MWh] 1304144,96

CONDUCTOR ACAR

MCM 1200 (30/7)

Resistencia [Ω/Km] 0,0486

XL [Ω/Km] 0,2879

XC[MΩ.Km] 0,1894

RTOTAL [Ω] 5,589

Perd. Potencia [MW] 4,78

% Perd. Potencia 1,77

Perd. Energía [MWh] 14734,26

% Perd. Energía 1,13

27

La Tabla 11 nos muestra que en un futuro de 15 años nuestra L/T va a transmitir una

demanda de 270.68 [MW], por lo tanto así mismo el porcentaje de Perdidas de

Potencia va a ser aproximadamente de un 1.77 % y un porcentaje de Perdida de

energía de aproximadamente 1.13 %.

Podemos darnos cuenta también que en 15 años la demanda media es mayor que la

actual manteniendo el mismo factor de carga.

Aquí se toman en cuenta que el análisis se debe hacer en conjunto con las dos ternas

ya que son las que van a estar actuando, es decir, se deben calcular las Perdidas de

potencia y energía a la mitad, debido a que las dos líneas hacen que se reduzcan.

En la Tabla 12, podemos observar los detalles de cómo han ido cambiando las

demanda durante los 15 años, presentándolo en cada año.

Durante el proceso podemos observar que la primera terna de conductores solo se

utiliza durante los 4 primeros años ya que la regulación y perdidas están dentro del

rango permitido, pero al inicio del año 5 ya se debe tener lista la segunda terna de

conductores para que así siga permitiendo transmitir la potencia hacia la demanda,

es por eso que podemos observar que las pérdidas disminuyen del año 5 en adelante,

debido a que cuando tenemos dos conductores las perdidas disminuyen a la mitad.

Podemos darnos cuenta que las pérdidas de potencia máxima es 4.03 [MW] con un

porcentaje de 2.29% y las pérdidas de potencia de energía máxima es 1.47 [MWh]

en el mismo año con un porcentaje de 1.47%.

Además la Tabla 12 también nos muestra el rendimiento de la línea cada año durante

los 15 años, y se puede apreciar que la línea tiene un buen rendimiento ya que está

por encima del 97.76% ya que es el valor más pequeño de rendimiento en el año 4.

28

TABLA # 12


Proyección de la demanda a 15 años

PÉRDIDAS

AÑO

DEMANDA

[MW]

ENERGIA

[MWh]

CORRIENTE

[A]

POTENCIA

[MW]

POTENCIA

[%]

ENERGIA

[MWh]

ENERGIA

[%]

RENDIMIENTO

[%]

0 150,30 724145,40 419,21 2,95 1,96 9085,69 1,25 98,08

1 156,31 753111,22 435,97 3,19 2,04 9827,09 1,30 98,00

2 162,56 783235,66 453,41 3,45 2,12 10628,98 1,36 97,92

3 169,07 814565,09 471,55 3,73 2,21 11496,30 1,41 97,84

4 175,83 847147,69 490,41 4,03 2,29 12434,40 1,47 97,76

5 182,86 881033,60 510,03 2,18 1,19 6724,52 0,76 98,82

6 190,18 916274,95 530,43 2,36 1,24 7273,25 0,79 98,77

7 197,78 952925,94 551,65 2,55 1,29 7866,74 0,83 98,73

8 205,70 991042,98 573,71 2,76 1,34 8508,67 0,86 98,68

9 213,92 1030684,70 596,66 2,98 1,40 9202,98 0,89 98,62

10 222,48 1071912,09 620,53 3,23 1,45 9953,94 0,93 98,57

11 231,38 1114788,57 645,35 3,49 1,51 10766,18 0,97 98,51

12 240,64 1159380,12 671,16 3,78 1,57 11644,70 1,00 98,45

13 250,26 1205755,32 698,01 4,08 1,63 12594,91 1,04 98,39

14 260,27 1253985,53 725,93 4,42 1,70 13622,65 1,09 98,33

15 270,68 1304144,96 754,97 4,78 1,77 14734,26 1,13 98,27

29

8.2. Porcentaje de Regulación

Está definido como:

%𝑅𝐸𝐺 =𝑉𝑅(𝑆𝐶) − 𝑉𝑅(𝐶𝐶)

𝑉𝑅(𝐶𝐶)

∗ 100%

Donde:

𝑉𝑅(𝑆𝐶)= Magnitud de voltaje de recepción sin carga

𝑉𝑅(𝐶𝐶)= Magnitud de voltaje de recepción con carga

Para determinar estos parámetros nos ayudaremos del modelo equivalente de la

línea, en nuestro caso la longitud de la L/T es de 115 Km, por lo tanto corresponde

al modelo de una línea media, la siguiente figura muestra el circuito equivalente:

Donde:

𝑉𝑆= Voltaje de envío

𝑉𝑅= Voltaje de recepción

𝐼𝑆= Corriente de envío

𝐼𝑅= Corriente de recepción

𝑍= Impedancia de la línea

𝑌/2 = Admitancia de la línea

Resolviendo el modelo de la línea tendremos lo siguiente:

𝑉�̅� = 𝑉𝑅̅̅ ̅ (1 +

𝑌

2𝑍) + 𝑍𝐼�̅�

𝐼�̅� = 𝑉𝑅̅̅ ̅ (𝑌 +

𝑌2

4𝑍) + 𝐼�̅� (1 +

𝑌

2𝑍)

30

En nuestro caso, para el conductor elegido (MCM 1200 30/7) tendremos lo

siguiente:

𝑅= 0.0486 [𝛺/𝐾𝑚]

𝑋𝐿= 0.2879 [𝛺/𝐾𝑚]

𝑋𝐶= 0.1894 [𝑀𝛺. 𝐾𝑚]

𝑉𝑆= 230 KV

𝑓𝑝= 0.9 (atraso)

Carga año 4= 270.68 MW

Entonces:

|𝐼𝑅| =210.8 ∗ 103

√3 ∗ 230 ∗ 0.9= 490.41 [𝐴]

𝜃𝑅 = 𝐶𝑜𝑠−1(0.9) = 25.84º

𝐼�̅� = 490.41 < −25.84 [A]

𝑍 = (0.0486 + 𝑗0.2879 ) ∗ 115 = 33.576 < 80.41 𝛺

𝑌

2=

0.00060718

2= 0.00030359 < 90 Ʊ

(1 +𝑌

2𝑍) = 1 + (0.00030359 < 90) ∗ (33.576 < 80.41) = 0.98995 < 0.098

𝑉�̅� = (0.98995 < 0.098) ∗ (230000

√3) + (33.576 < 80.41 )

∗ (490.41 < −25.84)

𝑉�̅� = 245.36 < 5.526 [𝐾𝑉]

Finalmente el porcentaje de regulación nos queda:

𝑉𝑅(𝑆𝐶) =245.36

0.98995= 247.85 [𝐾𝑉]

𝑉𝑅(𝐶𝐶) = 230 𝐾𝑉

%𝑅𝐸𝐺 =247.85 − 230

230∗ 100% = 7.76%

Este análisis fue hecho para el año 4 y da un porcentaje de regulación de 7.76%.

31

La Tabla 13 nos indica el porcentaje de Regulación de Voltaje de cada año

durante la demanda proyectada a 15 años, y se puede observar que el porcentaje

de regulación máximo durante los 15 años es de 7.76% en el cuarto año y al

momento de poner la segunda terna de conductores el porcentaje de regulación

baja a 3.92%, dejando así al final de los 15 años un porcentaje de regulación de

5.89%.

TABLA # 13


Porcentaje de regulación anual

CORRIENTE

AÑO DEMANDA

[MW]

MAGNITUD

[A] ANGULO

V SC

[KV] %R

0 150,30 419,21 -25,84 245,13 6,58

1 156,31 435,97 -25,84 245,77 6,86

2 162,56 453,41 -25,84 246,43 7,14

3 169,07 471,55 -25,84 247,13 7,45

4 175,83 490,41 -25,84 247,85 7,76

5 182,86 510,03 -25,84 239,02 3,92

6 190,18 530,43 -25,84 239,39 4,08

7 197,78 551,65 -25,84 239,78 4,25

8 205,70 573,71 -25,84 240,18 4,43

9 213,92 596,66 -25,84 240,61 4,61

10 222,48 620,53 -25,84 241,05 4,80

11 231,38 645,35 -25,84 241,51 5,00

12 240,64 671,16 -25,84 241,99 5,21

13 250,26 698,01 -25,84 242,49 5,43

14 260,27 725,93 -25,84 243,01 5,66

15 270,68 754,97 -25,84 243,55 5,89

9.- INDICE DE FLAMEO

Determinaremos el índice de flameo para torres con hilo de guarda como es en

nuestro caso, para ello se debe conocer los siguientes parámetros:

Nivel isoceráunico (días con tormentas eléctricas al año):

𝐷𝑇 = 27

Altura media de los conductores, donde h es la altura total de la torre

ℎ̅ = ℎ −2

3(𝑓𝑙𝑒𝑐ℎ𝑎)

32

Frecuencia de descarga por cada 100 Km al año:

𝐹𝐷1 = 62 (𝐷𝑇

30)

𝐹𝐷2 = 2.7ℎ̅ (𝐷𝑇

30)

𝐹𝐷 =𝐹𝐷1 + 𝐹𝐷2

2

Para provincia de El Oro

𝐷𝑇 = 27

ℎ = 32.3 𝑚𝑡

𝑓𝑙𝑒𝑐ℎ𝑎 = 3.76 𝑚𝑡

ℎ̅ = 32.3 −2

3(3.76) = 29.79 𝑚𝑡

𝐹𝐷1 = 62 (27

30) = 55.8

𝐹𝐷2 = 2.7 ∗ 29.79 (27

30) = 72.38

𝐹𝐷 =55.8 + 72.38

2= 64.09 ≅ 64

Para provincia de Loja

𝐷𝑇 = 27

ℎ = 36 𝑚𝑡

𝑓𝑙𝑒𝑐ℎ𝑎 = 15.06 𝑚𝑡

ℎ̅ = 36 −2

3(15.06) = 25.96 𝑚𝑡

𝐹𝐷1 = 62 (27

30) = 55.8

𝐹𝐷2 = 2.7 ∗ 25.96 (27

30) = 63.08

𝐹𝐷 =55.8 + 63.08

2= 59.44 ≅ 59

33

El ángulo de apantallamiento considerado será:

𝜃𝑆 = 45º

Finalmente el índice de flameo para torre con hilo de guarda es:

𝐼𝐹 = 𝐹𝐷 ∗ (𝑃𝜃

100)

Donde 𝑃𝜃 es la probabilidad de falla de apantallamiento, y está dado por lo

siguiente:

𝐿𝑜𝑔 𝑃𝜃 = 𝜃𝑆 (√ℎ

90) − 2

Donde h es la altura total de la torre

Entonces:

Para la provincia de El Oro

𝐿𝑜𝑔 𝑃𝜃 = 45 (√32.3

90) − 2

𝑃𝜃 =6.94 %

𝐼𝐹 = 64 ∗ (6.94

100) = 4.44 ≅ 4

𝐼𝐹 = 4 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠

100 𝐾𝑚 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜)

Para la provincia de Loja

𝐿𝑜𝑔 𝑃𝜃 = 45 (√36

90) − 2

𝑃𝜃 = 10%

𝐼𝐹 = 59 ∗ (10

100) = 5.9 ≅ 6



34

10.- SOBREVOLTAJE DEBIDO A UNA DESCARGA ATMOSFÉRICA

Consideremos la siguiente figura:

FIGURA #5


Esquema de descarga atmosférica sobre L/T

Dónde:

𝑍0: Impedancia característica de la línea (𝛺)

𝑍𝑇: Impedancia de la torre (𝛺)0

En nuestro caso, las torres empleadas en el proyecto son cilíndricas, por lo

tanto:

𝑍𝑇 = 60 𝑙𝑛 (ℎ

𝑟) + 90 (

𝑟

ℎ) − 60

Dónde:

ℎ: altura de la torre (m)

𝑟: base de la torre (m)

𝑍0

𝑍𝑇

𝑍0

𝐼0

35

Además:

𝑍0 = √𝑧

𝑦

Dónde:

z: impedancia de L/T (𝛺/𝑚)

y: admitancia de L/T (Ʊm)

La impedancia que ve el rayo es:

𝑍𝐸 =𝑍𝑇 ∗

𝑍0

2

𝑍𝑇 +𝑍0

2

Finalmente

𝑉 = 𝐼0 ∗ 𝑍𝐸

Considerando una corriente de rayo de 20 KA, entonces tenemos lo siguiente:

Para provincia de El Oro

ℎ = 32.3 𝑚𝑡

𝑟 = 6 𝑚𝑡

𝑧 = 0.2919 ∗ 10−4(𝛺/𝑚)

𝑦 = 5.2998 ∗ 10−9(Ʊ/𝑚)

𝑍𝑇 = 60 𝑙𝑛 (32.3

6) + 90 (

6

32.3) − 60 = 24.28 𝛺

𝑍0 = √0.2919 ∗ 10−4

5.2998 ∗ 10−9= 238.4 𝛺

𝑍𝐸 =24.28 ∗

238.42

24.28 +238.4

2

= 22.04𝛺

𝑉 = 20𝐾 ∗ 22.04 = 440.7 𝐾𝑉

36

Como no es mayor al Voltaje Crítico de Flameo=672.45 KV, por lo tanto con

una corriente de rayo de 20 KA no se producirá flameo.

Para provincia de Loja

ℎ = 36 𝑚𝑡

𝑟 = 6 𝑚𝑡

𝑧 = 0.2919 ∗ 10−4(𝛺/𝑚)

𝑦 = 5.2998 ∗ 10−9(Ʊ/𝑚)

𝑍𝑇 = 60 𝑙𝑛 (36

6) + 90 (

6

36) − 60 = 62.51 𝛺

𝑍0 = √0.2919 ∗ 10−4

5.2998 ∗ 10−9= 238.4 𝛺

𝑍𝐸 =62.51 ∗

238.42

62.51 +238.4

2

= 49.5𝛺

𝑉 = 20𝐾 ∗ 49.5 = 990 𝐾𝑉

Como es mayor al Voltaje Crítico de Flameo=974.33 KV, por lo tanto con una

corriente de rayo de 20 KA se producirá flameo.

11.-CORRIENTE DE DESCARGA

La corriente de descarga debido al voltaje crítico de flameo es:

𝐼𝐷 =2𝑉𝐶𝐹

𝑍0


𝐼𝐷 =2 ∗ 672.45

238.4= 5.64 𝐾𝐴


𝐼𝐷 =2 ∗ 974.33

238.4= 8.17 𝐾𝐴

37

12.- ÍNDICE DE PROTECCIÓN AL FLAMEO

Evidentemente el índice de flameo para una torre con hilo de guarda es menor

que el de una torre sin hilo de guarda, por lo tanto la protección al flameo (PF)

va a resultar mayor.

Entonces, tenemos lo siguiente

𝑃𝐹 = 𝐼𝐹 ∗ 𝑃

Donde P es la probabilidad que se exceda una corriente, y está dado por la

siguiente expresión:

𝐿𝑜𝑔 𝑃 = 2 −𝐼𝐷

60

Finalmente:


𝐿𝑜𝑔 𝑃 = 2 −56.4

60

𝑃 = 11.48%

𝑃𝐹 = 4 ∗ 11.48 = 45.93 ≅ 46

𝑃𝐹 = 46 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠



𝐿𝑜𝑔 𝑃 = 2 −81.7

60

𝑃 = 4.35%

𝑃𝐹 = 6 ∗ 4.35 = 26.09 ≅ 26



Como observamos estos factores PF tanto para la provincia de Loja y El Oro son

altos, por ello se va a recalcular estos factores de tal manera que sean más bajos.

Como observamos este factor PF depende de la frecuencia de descarga y de la

probabilidad de falla de apantallamiento; lo más conveniente es modificar este

38

último, ya que modificar la frecuencia de descarga implica cambiar factores como

el nivel isoceráunico que es algo propio de cada sector, así como también

modificar la flecha.

Es por ello que vamos a realizar lo siguiente:

12.1.- Recálculo de la probabilidad de falla de apantallamiento.

El ángulo de apantallamiento 𝜃𝑆 que se utilizó en cálculo anterior fue de 45º,

ahora utilizaremos 𝜃𝑆=35º y mantendremos la altura total de la torre, con lo

cual se logrará una menor probabilidad de falla de apantallamiento.

Entonces:


𝐿𝑜𝑔 𝑃𝜃 = 35 (√32.3

90) − 2

𝑃𝜃 =1.62 %

𝐼𝐹 = 64 ∗ (1.62

100) = 1.03 ≅ 1




𝐿𝑜𝑔 𝑃𝜃 = 45 (√36

90) − 2

𝑃𝜃 = 2.15%

𝐼𝐹 = 59 ∗ (2.15

100) = 1.27 ≅ 1



39

Finalmente:

Nuevo Índice de Protección al Flameo


𝑃 = 11.48%

𝑃𝐹 = 1 ∗ 11.48 = 11.48 ≅ 12




𝑃 = 4.35%

𝑃𝐹 = 1 ∗ 4.35 = 4.35 ≅ 4



13.- SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN EL

ORO – LOJA

Para poder observar como operará aproximadamente nuestra línea, tanto en

operación normal y de emergencia, fue necesario correr un flujo de carga donde

se consideró las cargas más representativas así como las líneas de transmisión de

230 KV existentes del Sistema Nacional Interconectado.

Para realizar esta simulación se consideró el tiempo al cual está proyectada la

línea, el cual es 15 años, además se consideró el incremento de la carga en todo

el sistema, el cual, para este caso se asumió 4%.

En “Operación Normal”, la generación y las líneas de transmisión en las barras de

Machala y Loja estarán conectadas.

En “Operación de Emergencia” se va analizar el peor de los casos donde se puede

producir dos situaciones:

La generación y las líneas de transmisión estarán desconectadas en la

barra Machala (Machala Out).

La generación y las líneas de transmisión estarán desconectadas en la

barra Loja (Loja Out).

40

A continuación se muestra una figura de la simulación aproximada de la

operación normal y de emergencia de la Línea de Transmisión El Oro – Loja, el cual

está conectada entre la barra MACHALA / LOJA.

FIGURA # 6


Operación Normal de L/T El Oro - Loja

FIGURA # 7


Operación de Emergencia de L/T El Oro – Loja (Machala Out)

41

FIGURA # 8


Operación de Emergencia de L/T El Oro – Loja (Loja Outt)

42

TABLA # 14


Operación Normal de L/T El Oro - Loja

AÑO FLUJO DE POTENCIA

POTENCIA TRANSFERIDA (MW)

PERDIDAS (MW) COSTO PERDIDAS

(MILONES $) CORRIENTE (A)

0 LOJA/MACHALA 97,55 2,48 0,76 272,08

1 LOJA/MACHALA 140,24 3,56 1,10 391,15

2 LOJA/MACHALA 147,44 3,74 1,15 411,23

3 LOJA/MACHALA 152,77 3,87 1,19 426,10

4 LOJA/MACHALA 165,03 4,18 1,29 460,29

5 LOJA/MACHALA 196,8 4,98 1,54 548,90

6 LOJA/MACHALA 209,35 2,69 0,83 583,90

7 LOJA/MACHALA 222,22 2,85 0,88 619,80

8 LOJA/MACHALA 236,62 3,03 0,93 659,96

9 LOJA/MACHALA 251,74 3,22 0,99 702,14

10 LOJA/MACHALA 252,11 3,23 1,00 703,17

11 LOJA/MACHALA 187,6 2,4 0,74 523,24

12 LOJA/MACHALA 198,79 2,54 0,78 554,45

13 LOJA/MACHALA 209,98 2,68 0,83 585,66

14 LOJA/MACHALA 212,12 2,71 0,84 591,63

15 LOJA/MACHALA 216,96 2,77 0,85 605,13

TOTAL 15,70

43

TABLA # 15

Línea de Transmisión El Oro – Loja

Operación de Emergencia L/T El Oro – Loja (Machala Out)

AÑO POTENCIA TRANSFERIDA

(MW) PERDIDAS (MW)

COSTO PERDIDAS (MILONES $)

CORRIENTE (A) VOLTAJE BARRA MACHALA (KV)

VOLTAJE BARRA MACHALA (P.U)

0 157,28 3,99 1,230 438,67 206,18 0,8964

1 164,03 4,16 1,283 457,50 204,21 0,8879

2 170,84 4,33 1,335 476,50 202,08 0,8786

3 178,88 4,53 1,397 498,92 199,37 0,8668

4 185,88 4,71 1,452 518,44 196,79 0,8556

5 194,18 4,92 1,517 541,59 193,43 0,841

6 203,9 2,66 0,820 568,70 188,97 0,8216

7 212,72 2,77 0,854 593,30 184,27 0,8012

8 223,38 2,91 0,897 623,04 177,33 0,771

9 235,65 3,06 0,944 657,26 165,99 0,7217

10 245,08 3,18 0,981 683,56 140,75 0,6119

11 241,68 3,14 0,968 674,08 126,11 0,5483

12 277,42 3,61 1,113 773,76 201,58 0,8765

13 279,57 3,63 1,119 779,76 200,89 0,8734

14 301,10 3,91 1,206 839,80 198,87 0,8646

15 303,20 3,94 1,214 845,68 195,74 0,851

44

TABLA # 16


Operación de Emergencia L/T El Oro – Loja (Loja Out)


(MW) PERDIDAS (MW)

COSTO PERDIDAS (MILONES $)

CORRIENTE (A) VOLTAJE BARRA EL LOJA

(KV) VOLTAJE BARRA EL LOJA

(P.U)

0 81,79 1,79 0,552 228,12 221,72 0,964

1 89,94 1,94 0,598 250,85 221,25 0,962

2 89,14 2,14 0,660 248,62 220,6 0,9591

3 92,3 2,3 0,709 257,44 220,1 0,957

4 96,52 2,52 0,777 269,21 219,41 0,954

5 99,7 2,7 0,833 278,08 218,88 0,9516

6 103,95 1,45 0,447 289,93 218,14 0,9484

7 108,21 1,51 0,466 301,81 217,37 0,9451

8 113,55 1,58 0,487 316,71 216,68 0,9421

9 117,85 1,63 0,503 328,70 215,53 0,9371

10 123,24 1,7 0,524 343,73 214,43 0,9323

11 127,56 1,75 0,540 355,78 213,52 0,9283

12 133 1,82 0,561 370,95 212,32 0,9231

13 155,76 2,13 0,657 434,44 214,77 0,9338

14 189,78 2,59 0,799 529,32 215,87 0,9385

15 226,2 3,09 0,953 630,90 217,27 0,9447

45

En las tablas nos detalla los parámetros más importantes a considerar en la

operación normal y de emergencia de la línea de transmisión.

La Tabla # 14 corresponde a la operación normal, durante los 15 años el flujo de

potencia es de la barra de Loja hacia la barra Machala, la línea operará con un

solo circuito del año 0 al año 5 para de esta manera el porcentaje de pérdida de

energía no supere el 2%, a partir del año 6 en adelante la línea operará con doble

circuito. Debido a que la demanda va aumentado la máxima potencia transferida

es de 252.11 MW, el cual corresponde al año 10 con unas pérdidas de transmisión

de 3.23 MW, cuyo costo de energía debido a estas pérdidas es de $ 1 millón, a

partir del siguiente año la generación en estas dos provincias aumentó, por lo que

la potencia transferida disminuyó. Durante estos 15 años de operación el costo

total por perdidas es aproximadamente $ 15.70 millones.

La Tabla # 15 corresponde a la operación de emergencia, y se analizó el peor de

los casos el cual es donde las líneas de transmisión y la generación están

desconectadas de la barra Machala, la máxima potencia transferida hacia

Machala es 303.2 MW en el año 15, cuyas pérdidas y costo por pérdidas es de

3.94 MW y $1.21 millones. Debido a esa potencia transferida, a través de las

líneas circularía una corriente de 845.68 A, la línea está diseñada para una

capacidad máxima de transmisión de 350 MW y una corriente de 1638 A entre las

dos ternas. El voltaje en la barra Machala disminuye y se debe a la falta de

generación y a la desconexión de las líneas de transmisión proveniente de la barra

Milagro, siendo el valor más bajo en el año 11 de 0.5483 p.u, a partir del año

siguiente este año que no es posible desconectar la línea de transmisión que une

Machala con Milagro ya que de esta manera no se suple la carga que está tanto

en la barra Machala y Milagro, por lo que el voltaje en esta barra aumenta para

luego ir disminuyendo debido al incremento de la demanda. Durante esta

operación de emergencia se va haber obligado a compensar esta disminución de

voltaje a través de bancos de capacitores.

La Tabla # 16 corresponde a la operación de emergencia, y se analizó el peor de

los casos el cual es donde las líneas de transmisión y la generación están

desconectadas de la barra Loja, la máxima potencia transferida hacia Loja es

226.2 MW en el año 15, cuyas pérdidas y costo por pérdidas es de 3.09 MW y

$0.95 millones. Debido a esa potencia transferida, a través de las líneas circularía

una corriente de 630.90 A, por lo que la línea si soportaría esta capacidad de

transmisión.

46

El voltaje en la barra Loja disminuye y se debe a la falta de generación y a la

desconexión de las líneas de transmisión proveniente de la barra Cuenca, siendo

el valor más bajo en el año 12 de 0.9231 p.u, , a partir del año siguiente este año

que no es posible desconectar la línea de transmisión que une Loja con Cuenca ya

que de esta manera no se suple la carga que está tanto en la barra Loja y Cuenca,

por lo que el voltaje en esta barra aumenta para luego ir disminuyendo debido al

incremento de la demanda. Durante esta operación de emergencia se va haber

obligado a compensar esta disminución de voltaje a través de bancos de

capacitores a partir del año 6.

13.1.- Consideraciones de la capacidad de Transmisión de las Líneas Adyacentes

Durante la operación normal y de emergencia de la línea de transmisión diseñada

se tomó en cuenta la capacidad de transmisión de las líneas conectadas en estas

barras, para de esta poder transmitir toda la potencia necesaria para poder suplir

la carga en estas dos provincias y además prever si será necesario la construcción

de otra línea de transmisión.

En nuestro caso se analizó la línea de transmisión que une Loja con Cuenca,

porque es, en la provincia de Loja que se diseñará la subestación que bajaría el

nivel de voltaje de 230 a 138 KV para de esta manera poder conectar las provincias

de El Oro y Loja.

Mediante la simulación aproximada del Sistema Nacional Interconectado durante

los 15 años a partir de la operación de la L/T El Oro – Loja; se pudo determinar

que si es necesario la construcción de una L/T que esté conectada en la barra Loja,

ya que en operación normal y de emergencia de la L/T El Oro – Loja, la línea que

une Cuenca con Loja no permitiría la transmisión de potencia necesaria para suplir

parte de la demanda de Loja, siendo su capacidad máxima de transmisión de 216

MW.

La construcción de esta nueva línea cuyo nivel de voltaje sería de 230 KV,

conectaría directamente Paute con Loja a través de la subestación a diseñar

ubicada en la provincia de Loja.

En las siguientes tablas se detalla los parámetros más importantes a considerar

en esta nueva línea Paute – Loja, tanto en operación normal y de emergencia de

la L/T El Oro – Loja.

47

La Tabla # 17 se detalla la potencia transferida y la corriente a través de esta

nueva línea cuando la L/T El Oro – Loja opera normalmente, podemos observar

que en los primeros 4 años no sería necesaria la operación de esta nueva línea, a

partir del siguiente año hasta el año 8, si es necesario la operación de esta nueva

línea, ya que la L/T que une Cuenca y Loja sobrepasaría su máxima capacidad de

transmisión; a partir del siguiente año se vio obligado aumentar la generación en

la provincia de Loja ya que no era la suficiente para suplir la carga conectada en

esta barra, este aumento en la generación hace que no sea necesario la operación

de la L/T Paute – Loja hasta el año 14 y 15 en donde nuevamente la línea de

transmisión que une Cuenca y Loja sobrepasa su capacidad de transmisión.

TABLA # 17


Operación de Normal L/T Paute – Loja


(MW) CORRIENTE (A)

0 0 0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 116,96 293,92

6 124,49 312,78

7 132,23 332,17

8 141,15 345,49

9 0 0

10 0 0

11 0 0

12 0 0

13 0 0

14 87,606 71,082

15 56,82 143,16


nueva línea cuando se desconecta las líneas de transmisión y la generación en la

barra Machala, podemos observar que en los primeros 2 años no sería necesaria

la operación de esta nueva línea, a partir del siguiente año hasta el año 8, si es

necesario la operación de esta nueva línea, ya que la L/T que une Cuenca y Loja

sobrepasaría su máxima capacidad de transmisión; a partir del siguiente año se

vio obligado aumentar la generación en la provincia de Machala ya que no era la

suficiente para suplir la carga conectada en esta barra, este aumento en la

48

generación hace que no sea necesario la operación de la L/T Paute – Loja hasta el

año 12, en donde nuevamente la línea de transmisión que une Cuenca y Loja

sobrepasa su capacidad de transmisión.

TABLA # 18


Operación de Emergencia L/T Paute – Loja (Machala Out)


(MW) CORRIENTE (A)

0 0 0

1 0 0

2 0 0

3 105,55 265,36

4 110,56 277,9

5 115,72 290,82

6 121,99 306,54

7 127,87 321,24

8 135,06 339,25

9 0 0

10 0 0

11 0 0

12 122,73 308,37

13 123,58 332,11

14 133,10 357,68

15 134,03 360,19


nueva línea cuando se desconecta las líneas de transmisión y la generación en la

barra Loja, podemos observar que hasta el año 12 no sería necesaria la operación

de esta nueva línea, a partir del siguiente año, si es necesario la operación de esta

nueva línea, ya que la L/T que une Cuenca y Loja sobrepasaría su máxima

capacidad de transmisión.

49

TABLA # 19


Operación de Emergencia L/T Paute – Loja (Loja Out)


(MW) CORRIENTE (A)

0 0 0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 0 0

6 0 0

7 0 0

8 0 0

9 0 0

10 0 0

11 0 0

12 0 0

13 143,7 366,42

14 144,5 386,57

15 167,73 432,86

Esta nueva línea de transmisión Paute – Loja, estaría diseñada para una máxima

capacidad de transmisión de 167.73 MW aproximadamente, ya que este valor

aumentaría si se consideraría las pérdidas de transmisión a través de esta línea.

14.- TABLA DE TENDIDO DE CONDUCTORES

En la construcción de líneas aéreas de media y alta tensión, una vez efectuado el

plantado de los soportes (postes, estructuras reticuladas, etc) se debe realizar el

montaje o tendido de conductores.

En el proyecto se contempla un vano de diseño, pero por distintas circunstancias

al trazar la línea puede tenerse valores de vano distintos al de diseño. La tabla de

tendido se realiza para cada tramo entre dos retenciones de una línea.

Las cadenas de suspensión de aisladores (dispuestas verticalmente) no deben

absorber las diferencias de tensiones mecánicas debidas a las distintas longitudes

de los vanos de los tramos, o a las variaciones de las condiciones meteorológicas,

por lo tanto, es necesaria que la tensión de los cables sea la misma en todos los

50

vanos del tramo. Si así no fuere, y el cálculo de las tensiones y flecha se hicieran

de forma independiente para cada uno de los vanos del tramo, se debería tensar

de manera distinta en vanos contiguos y como los cables cuelgan de la cadena de

suspensión de aisladores, las diferencias de tensiones provocarían la inclinación

en sentido longitudinal de dichas cadenas, adoptando las cadenas una posición

incorrecta, ya que la posición vertical es la correcta y no la inclinada.

Por ello es necesario que la tabla de tendido, sea calculada de manera que la

tensión de los cables sea la misma a lo largo de un tramo entre retenciones. La

tensión variará si lo hace la temperatura, las condiciones atmosféricas y las

sobrecargas pero en todo momento deberá tener un valor uniforme a lo largo del

tramo entre retenciones.

En nuestro caso, para el realizar la tabla de tendido se consideró los siguientes

parámetros necesarios para este cálculo.

Datos de conductor Halcón (Hawk)

TABLA # 20


Características del conductor

Composición Aluminio 26x3.442 mm

Acero 7x2.677 mm

Secciones+- Aluminio 241,68 mm2

Acero 39,42 mm2

Sección total 281,1 mm2

Sección equivalente cobre 152,01 mm2

Diámetro de alma de acero 8,031 mm

Diámetro de cable 21,793 mm

Peso Aluminio 666,6 kg/km

Peso Acero 308 kg/km

Peso, P Total 974,6 kg/km

Carga de rotura, T 8817,8 kg

Módulo de elasticidad 7730 kg/mm2

Coef. dilatación / C de temperatura

18,99 x10 (-6)

Resistencia eléctrica a 20 ºC 0,119 ohmios/km

51

Según las condiciones atmosféricas del sector por donde atraviesa la línea de

transmisión, tenemos las siguientes hipótesis de cálculo:

Para provincia de El Oro:

Caso I: sin sobrecarga.

Temperatura en operación normal= 30ºC.

Vano base: 300 mts.

Para provincia de Loja:

Caso F: con sobrecarga (hielo).

Temperatura en operación normal= 20ºC.

Vano base: 300 mts.

La Tabla # 21 corresponde al tendido de los conductores de la L/T El Oro – Loja,

en donde se consideró las diferentes temperaturas que se pueden presentar en el

sector de la provincia de El Oro.

La Tabla # 22 corresponde al tendido de los conductores de la L/T El Oro – Loja,

en donde se consideró las diferentes temperaturas que se pueden presentar en el

sector de la provincia de Loja.

52

TABLA # 21


Tabla de tendido (sector El Oro)

TEMPERATURA (ºC)

TENSIONES (KG)

FLECHAS EN EL CONDUCTOR EN METROS

LONGITUDES DE VANOS EN METROS

100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400

0 1411,87 0,86 1,35 1,94 2,64 3,45 4,37 5,40 6,53 7,77 9,12 10,58 12,14 13,81

5 1380,76 0,88 1,38 1,99 2,70 3,53 4,47 5,51 6,67 7,94 9,32 10,81 12,41 14,12

10 1351,74 0,90 1,41 2,03 2,76 3,60 4,56 5,63 6,81 8,11 9,52 11,04 12,67 14,42

15 1323,88 0,92 1,44 2,07 2,82 3,68 4,66 5,75 6,96 8,28 9,72 11,27 12,94 14,72

20 1297,82 0,94 1,47 2,11 2,88 3,76 4,75 5,87 7,10 8,45 9,92 11,50 13,20 15,02

25 1273,06 0,96 1,49 2,15 2,93 3,83 4,84 5,98 7,23 8,61 10,10 11,72 13,45 15,31

30 1249,2 0,98 1,52 2,20 2,99 3,90 4,94 6,10 7,38 8,78 10,30 11,95 13,72 15,61

35 1226,8 0,99 1,55 2,24 3,04 3,97 5,03 6,21 7,51 8,94 10,49 12,17 13,97 15,89

40 1205,16 1,01 1,58 2,28 3,10 4,04 5,12 6,32 7,65 9,10 10,68 12,39 14,22 16,18

53

TABLA # 22


Tabla de tendido (sector Loja)

TEMPERATURA (ºC)

TENSIONES (KG)

FLECHAS EN EL CONDUCTOR EN METROS

LONGITUDES DE VANOS EN METROS

100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400

-20 3279,81 1,01 1,58 2,28 3,10 4,05 5,12 6,33 7,65 9,11 10,69 12,40 14,23 16,20

-15 3232,4 1,03 1,60 2,31 3,14 4,11 5,20 6,42 7,76 9,24 10,84 12,58 14,44 16,43

-10 3186,56 1,04 1,63 2,34 3,19 4,16 5,27 6,51 7,87 9,37 11,00 12,75 14,64 16,66

-5 3141,6 1,06 1,65 2,38 3,24 4,23 5,35 6,60 7,99 9,51 11,16 12,94 14,86 16,91

0 3098,7 1,07 1,67 2,41 3,28 4,28 5,42 6,69 8,10 9,64 11,31 13,12 15,06 17,14

5 3056,6 1,09 1,70 2,44 3,32 4,34 5,50 6,78 8,21 9,77 11,47 13,30 15,27 17,37

10 3016,4 1,10 1,72 2,48 3,37 4,40 5,57 6,88 8,32 9,90 11,62 13,48 15,47 17,60

20 2939,2 1,13 1,76 2,54 3,46 4,52 5,72 7,06 8,54 10,16 11,92 13,83 15,88 18,06

25 2902,63 1,14 1,79 2,57 3,50 4,57 5,79 7,15 8,65 10,29 12,08 14,01 16,08 18,29

30 2866,68 1,16 1,81 2,61 3,55 4,63 5,86 7,24 8,76 10,42 12,23 14,18 16,28 18,52

54

15.- ANALISIS DE CORTOCIRCUITO

Es necesario y muy importante realizar este análisis para de esta manera poder

dimensionar la capacidad de los equipos a instalarse en la subestación.

15.1 Análisis del año actual

Para poder escoger algunos elementos que van a conformar nuestra subestación

tenemos que tomar en cuenta la corriente máxima que va a existir cuando ocurra un

cortocircuito.

En las siguientes tablas se muestra los diferentes corrientes de cortocircuito que van

a existir cuando ocurre una falla en la subestación Machala o en la subestación Loja

para diferentes tipos de falla.

15.1.1 Falla de fase a tierra

En la tabla 7 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de las

fases cuando existe una falla de fase a tierra en la subestación Machala en donde la

corriente de cortocircuito va a ser de 1883.79 [A] en esta subestación.

Va a existir un sobrevoltaje en la Fase B y C en la subestación Machala, además, un

bajo voltaje en la fase A y un sobrevoltaje en la fase B y C en la subestación Loja.

TABLA # 22


Operación de falla L/T Machala-Loja (falla en Machala)

Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C

MACHALA 0 1,35965 1,09118 0 -74,5 -163,74

LOJA 0,61631 1,16644 1,05598 90,76 -53,32 -155,61

[A] Angulo

Corriente de falla 1883,79 -19,54

En la tabla 23 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de

las fases cuando existe una falla de fase a tierra en la subestación Loja en donde la


55

Va a existir un sobrevoltaje en la Fase B y un bajo voltaje en las fases A y C en la

subestación Machala, además, un sobre voltaje en la fase B y C en la subestación

Loja.

TABLA # 22


Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)


MACHALA 0,60992 1,18256 0,94015 48,09 -66,36 -175,19

LOJA 0 1,27991 1,08966 0 -55,65 -149,24

[A] Angulo

Corriente de falla 1666,18 4,12

15.1.2 Falla de fase a fase


las fases cuando existe una falla de fase a fase en la subestación Machala en donde

la corriente de cortocircuito va a ser de 2431.44 [A] en esta subestación.

Va a existir un bajo voltaje en las Fases B y C en la subestación Machala, además, un

bajo voltaje en la fase B y C en la subestación Loja.

TABLA # 23


Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Machala)


MACHALA 1,00001 0,5 0,5 54,55 -125,45 -125,45

LOJA 1,00001 0,56729 0,89317 73,24 -44,27 -141,04

[A] Angulo



las fases cuando existe una falla de fase a fase en la subestación Loja en donde la



bajo voltaje en la fase B y C de la subestación Loja.

56

TABLA # 24




MACHALA 1,00001 0,68792 0,73254 54,55 -78,35 -168,91

LOJA 1,00001 0,50001 0,50001 73,24 -106,76 -106,76

[A] Angulo


15.1.3 Falla trifásica


las fases cuando existe una falla Trifásica en la subestación Machala en donde la

corriente de cortocircuito va a ser de 2807.59 [A] en esta subestación. Va a existir un

bajo voltaje en la fase A, B y C en la subestación Loja.

TABLA # 25




MACHALA 0 0 0 0 0 0

LOJA 0,64269 0,64269 0,64269 98,55 -21,45 -141,45

[A] Angulo



las fases cuando existe una falla trifásica en la subestación Loja en donde la corriente

de cortocircuito va a ser de 2351.9 [A] en esta subestación. Va a existir un bajo

voltaje en las Fases A, B y C en la subestación Machala.

TABLA # 26




MACHALA 0,583 0,583 0,583 58,15 -61,85 178,15

LOJA 0 0 0 0 0 0

[A] Angulo


57

15.1.4 Falla de dos fases a tierra


las fases cuando existe una falla de dos fases a tierra en la subestación Machala en

donde la corriente de cortocircuito va a ser de 1375.31 [A] en esta subestación.

Va a existir un sobre voltaje en la Fase A en la subestación Machala, además, un

sobre voltaje en la fase A y un bajo voltaje en las Fases B y C en la subestación Loja.

TABLA # 27




MACHALA 1,28099 0 0 59,08 0 0

LOJA 1,14849 0,57737 0,67868 74,81 -21,56 -146,18

[A] Angulo



las fases cuando existe una falla de dos fases a tierra en la subestación Loja en donde


Va a existir un sobre voltaje en la Fase A y un bajo voltaje en las Fases B y C en la

subestación Machala, además, un sobre voltaje en la fase A en la subestación Loja.

TABLA # 28




MACHALA 1,09794 0,51641 0,65788 60,02 -66,93 174,96

LOJA 1,2428 0 0 76,74 0 0

[A] Angulo


58

15.2 Análisis del año 15

15.2.1 Falla de una fase a tierra


las fases cuando existe una falla de fase a tierra en la subestación Machala en donde


Va a existir un sobre voltaje en las Fases B y C en la subestación Machala, además,

un sobre voltaje en las fases A y C y un bajo voltaje en la fase B en la subestación

Loja.

TABLA # 29




MACHALA 0 1,39472 1,12604 0 102,27 16,16

LOJA 1,36363 0,78545 1,14142 28,2 -101 131,95

[A] Angulo






bajo voltaje en la fase B y C en la subestación Loja.

TABLA # 30




MACHALA 1,32198 0,91342 0,91106 -138,17 124,42 -18,95

LOJA 0 1,30771 1,10314 0 -108,81 159,74

[A] Angulo


59

15.2.2 Falla de fase a fase


las fases cuando existe una falla de fase a fase en la subestación Machala en donde



sobre voltaje en las fases B y C en la subestación Loja.

TABLA # 31




MACHALA 1 0,5 0,5 -127,29 52,71 52,71

LOJA 1 1,29107 1,35678 20,73 -87,92 136,37

[A] Angulo





Va a existir un sobre voltaje en las Fases B y C en la subestación Machala, además,

un bajo voltaje en la fase B y C en la subestación Loja.

TABLA # 32




MACHALA 1 1,27826 1,02725 -128 103,87 -26,17

LOJA 1,00001 0,50001 0,50001 13,5 -166,5 -166,5

[A] Angulo


60

15.2.3 Falla trifásica


las fases cuando existe una falla trifásica en la subestación Machala en donde la


Va a existir un sobre voltaje en las fases A, B y C en la subestación Loja.

TABLA # 33




MACHALA 0 0 0 0 0 0

LOJA 1,41603 1,41603 1,41603 24,8 -95,2 144,8

[A] Angulo





Va a existir un sobre voltaje en las fases A, B y C en la subestación Machala.

TABLA # 34




MACHALA 1,2422 1,2422 1,2422 -142,7 97,3 -22,7

LOJA 0 0 0 0 0 0

[A] Angulo


15.2.4 Falla de dos fases a tierra


las fases cuando existe una falla de dos fases a tierra en la subestación Machala en

donde la corriente de cortocircuito va a ser de 1424.44 [A] en esta subestación.

Va a existir un sobre voltaje en las Fases A en la subestación Machala, además, un

bajo voltaje en la fase A y un sobre voltaje en las fases B y C en la subestación Loja.

61

TABLA # 35




MACHALA 1,30523 0 0 -123,02 0 0

LOJA 0,9292 1,45543 1,34735 12,7 -92,94 145

[A] Angulo



las fases cuando existe una falla de dos fases a tierra en la subestación Loja en donde


Va a existir un bajo voltaje en la fase A y un sobre voltaje en las Fases B y C en la

subestación Machala, además, un sobre voltaje en la fase A en la subestación Loja.

TABLA # 36




MACHALA 0,84201 1,33633 1,21605 -126,08 96,44 -18,38

LOJA 1,26056 0 0 24,34 0 0

[A] Angulo


62

16.- TIPO DE TORRES DE TRANSMISIÓN A INSTALARSE

16.1 Torres de suspensión

Son las que soportan el peso de los cables, cadenas de aisladores y herrajes, además del viento transversal, siendo las tensiones longitudinales despreciables, son usadas en los tramos rectos de la línea de transmisión, son estructuras muy livianas y por lo general de celosìa en x como se muestra en la Figura # 9.

FIGURA # 9


Torre de suspensión

16.2 Torres de retención

Soportan las mismas cargas que las torres de suspensión, además: este tipo de torre

también tiene cargas transversales producidas por el ángulo entre los cables de

llegada y los de salida, son usadas en los tramos donde se requiere un cambio de

dirección en la línea de transmisión para sortear obstáculos como vías, montañas o

poblados; estas torres necesariamente tienen una apertura mayor entre las patas,

para soportar el momento de vuelco generado por los cables.

63

En la figura # 10 se muestra una torre de retención.

FIGURA # 10


Torre de retención

16.3 Torre de remate o terminal

Son colocadas al inicio y al final de la línea de transmisión, soportan una carga

longitudinal muy grande la misma que genera un momento de vuelco importante en

el análisis, este tipo de torres son las más robustas de la línea y deben tener especial

cuidado en sus cimentaciones.

En la figura # 11 se muestra la torre de remate o terminal.

FIGURA # 11


Torre de remate o terminal

64

16.4 Porcentaje de Torres a instalarse

En la tabla # 37 se muestra el porcentaje y la cantidad de cada tipo de torres

utilizadas de acuerdo a nuestras consideraciones y a la topografía del terreno.

La mayoría de las torres utilizadas son de suspensión debido a que gran parte de la

línea es en línea recta, el porcentaje de las torres de retención es considerable debido

a que cuando la línea pasa por el área montañosa que comprende todo el área de

LOJA necesitaremos en varios puntos cambiar la dirección de la línea, para poder

esquivar esta área montañosa e ir por la ruta más corta y recta.

También utilizaremos más de dos torres de remate debido a que hay tramos donde

es conveniente usar un vano mayor al establecido debido a la topografía del terreno.

La longitud de la línea es de 115 Km y un vano máximo de 200 m.

TABLA # 37


Porcentaje de torres

TIPO de TORRE CANTIDAD PORCENTAJE (%)

Suspensión 410 72

Retención 154 27

Terminal o remate 6 1

TOTAL 570 100

65

17.-CONCLUSIONES

Para poder determinar la altura de la torre lo primero que debemos considerar es el

vano máximo promedio, es decir la distancia que va a existir entre cada torre.

El tipo de conductor de nuestra red no proporcionara datos como el peso y la tensión

de ruptura, de igual manera son de suma importancia a la hora de determinar la

altura d la torre.

Los datos como el peso del conductor y el vano promedio, nos determinaran la flecha

máxima que se producirá en nuestra línea.

Debemos de identificar las zonas donde van a estar ubicadas nuestras torres, porque

según de esto depende el número de aisladores por fase y la densidad relativa del

aire lo cual también influye en la altura de la torre.

Nuestro diseño de la torre es con dos hilos de guardia, esto es para una mayor

protección a las fases ante descargas eléctricas.

En el diseño de la línea hemos considerado tres tipos de torres de diferente

funcionalidad, estas son de suspensión, retención y de remate; donde las torres de

suspensión son las que más hemos utilizado, un total de 410 torres de suspensión que

representa el 72 %, observamos que las torres de remate generalmente se ubican al

inicio y final de la línea, pero en nuestro caso por la topografía del terreno tuvimos

que utilizarlas en ciertos puntos donde el vano de la línea era muy grande, el total de

estas torres son 6 que representan el 1 % del total. La torres de retención un total de

154 se las utiliza donde se necesita cambiar la dirección de la línea y representa un

total de 27%.

Escogimos el conductor ACAR calibre 1200 con 30/7 hilos de Aluminio y Aleación de

Aluminio respectivamente, ya que este nos presenta menos costo y nos transmite

energía eléctrica sin muchas pérdidas.

El porcentaje de regulación de nuestra línea es muy bueno ya que no excede el 8%

durante el análisis de 15 años, además cuenta con un buen rendimiento de

transmisión de la energía eléctrica.

66

El índice de flameo y protección al flameo son valores que resultan ser bajos, esto

hará que nuestra línea de transmisión no salga muy frecuentemente de servicio

logrando una mayor confiabilidad en el sistema.

Fue necesario correr un flujo de carga para poder visualizar el funcionamiento

aproximado que tendrá la línea de transmisión para de esta manera tener la idea

cual será la máxima potencia transmitida y la corriente de falla que pueda

presentarse en la operación de emergencia de la línea, donde la máxima potencia

transmitida es de 303 MW, desde la subestación ubicada en la ciudad de Loja hacia

la subestación Machala.

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