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ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
DISEÑO DE LA LINEA DE 69 kV DESDE LA SUBESTACIÓNCAYAMBE A LA SUBESTACIÓN LA ESPERANZA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO
MENCIÓN POTENCIA
ERICK LUIS CUEVA PIEDRA
DIRECTOR: ING. MILTON TOAPANTA
Quito, Marzo de 2002
-
DECLARACIÓN
Yo Erick Luis Cueva Piedra, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría;
que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en
este documento
La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la ley, Reglamento de
propiedad intelectual y por la normatividad institucional vigente.
¿Éríclrick Cueva Piedra
-
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Sr. Erick Luis CuevaPiedra, bajo mi supervisión
DIRECTOR DEL PROYECTO
-
AGRADECIMIENTO
A! Señor Ingeniero Milton Toapanta, catedrático universitario, por su valioso apoyo
y calidad humana.
A los señores ingenieros: Carlos Sotomayor, Antonio Campoverde Aguilary Jack
Illescas Cueva, por su importante colaboración en la elaboración de este trabajo
de tesis.
-
DEDICATORIA:
A mis Padres
mis hijos y
mis amigos
-
ÍNDICEINTRODUCCIÓN
OBJETIVO
ALCANCE
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
1.1. SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL NORTE
1.2. DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE SISTEMA ELÉCTRICO
1.3. DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE LA ZONA DE CAYAMBE
1.4. CONDICIONES ACTUALES DEL SUMINISTRO DEL SERVICIO ELÉCTRICO
EN LAS ZONAS CAYAMBE Y TABACUNDO
CAPITULO H
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 69 KV DESDE LAS/E CAYAMBE A LA S/E LA ESPERANZA.
2.1. PERFIL TOPOGRÁFICO PARA EL TRAZADO DE LA LÍNEA
2.2. DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRASMISIÓN DESDE LA SUBESTACIÓN
CAYAMBE A LA SUBESTACIÓN LA ESPERANZA
2.3. SELECCIÓN DE CONDUCTORES
2.4. HERRAJES
2.5. AISLADORES
I
ni
m
i5
13
14
16
17
13
19
19
2.5.1. Criterios básicos para la determinación del tipo de aislamiento
2.5.1.1. Longitud de la cadena de aisladores
2.5. ] .2. Cálculo del aislamiento por contaminación ambiental
2.5.1.3. Aislamiento requerido por sobrevoltajes transitorios debido a maniobra
2.5.1.4 Aislamiento por sobrevoltajes de origen externo
2.6. ESTRUCTURAS Y ACCESORIOS DE POSTES, TORRES Y LÍNEA
2.6.1. Estructura de Hormigón
2.6.2. Estructura de hierro o torres
2.6.3. Tensores
2.6.4. Numeración y avisos de peligro
2.7. CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA
2.7.1. Característica Generales de la línea
2.7.2. Parámetros Eléctricos de la línea
20
20
21.
22
23
24
24
24
25
25
26
27
27
-
2.7.2.1 Resistencia Eléctrica 27
2.7.2.2. Reactancia Eléctrica 28
2.7.2.3. Reactancia Capacitaba 29
2.7.2.4. Conductancia Eléctrica 30
2.7.2.5. Resumen de Parámetros Eléctricos 31
2.S. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE 31
2.9. CÁLCULO DEL RENDIMIENTO ENERGÉTICO 33
2.10. CÁLCULO MECÁNICO 36
2.10.1. Cálculo de la distancia entre conductores 3 6
2.10.2. Cálculo del ángulo de oscilación de los conductores debido al viento 37
2.10.3. Ecuación de cambio de Estado del Conductor 37
2.10.3.1 .Hipótesis de Cálculo 3 g
2.10.3.2.Cálculo de la tensión y flecha del conductor o cable de guardia 3 9
2.10.3.3.Capacidad térmica del Conductor 41
2.11. LOCALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS 46
2.12. LISTA DE MATERIALES 47
2.13. PRESUPUESTO 47
2.14 TABLAS DE TENDIDO 47
CAPITULO m
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES 94
RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFÍA
ANEXO!
ANEXO II
ANEXO III
ANEXO IV
ANEXO V
ANEXO VI
-
INTRODUCCIÓN
La Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. EMELNORTE S.A., cubre el servicio de
electricidad en su área de concesión que esta compuesta por cuatro provincias que
son: Carchi, Imbabura, Pichincha y Sucumbios, La provincia del Carchi sirve a los
siguientes cantones: Tulcán, Espejo, Montúfar, Mira, Huaca y Bolfvar. En la Provincia
de Imbabura se sirve a: Ibarra, Otavalo, Cotacachi, Antonio Ante, Pimampiro y
Urcuquí. En la Provincia de Pichincha se sirve a los cantones: Cayambe y Pedro
Moncayo y en la provincia de Sucumbíos, parte del cantón Sucumbios. En total,
EMELNORTE S.A. cubre una área de 11219.5 km2.
En la actualidad, EMELNORTE S.A., tiene como actividades para la dotación de!
servicio, la Generación, la Subtransmisión y la Distribución.
El Sistema de Generación, tiene una capacidad instala de 16,896.00 kW, distribuido
en Centrales de Generación Hidráulicas que son: Ambi, Otavalo 2 (*), Cotacachi (*),
Atuntaqui(*), San Miguel de Car, la Playa, Espejo(*), San Gabriel, La Plata y Buenos
Aires y una Central Térmica, San Francisco.
El sistema de subtransmisión, está compuesto por líneas que enlazan nodos
terminales con nodos de distribución y son de configuración radial.
El voltaje de operación de las líneas es de 138 kV, 69 kV y 34.5 kV.
Los nodos que interconectan las líneas de subtransmisión son las subestaciones, en
donde el elemento fundamental es el Transformador de Potencia, que reduce el alto
voltaje al medio voltaje. De este nivel medio de voltaje, salen los circuitos primarios
de distribución que recorren todas las rutas del área de concesión de EMELNORTE
S.A. y entregan el servicio eléctrico al consumidor final.
(*) Son entregadas a los Municipios
-
Según el Reglamento del Suministro de Servicio de Electricidad emitido por el
CONELEC, el Distribuidor deberá proveer del Servicio de Electricidad al Consumidor
Final con eficiencia y calidad, para la cual debe cumplir con el artículo 9 de dicho
Reglamento que señala las características siguientes:
Calidad del servicio eléctrico
• Calidad del Producto
Nivel de voltaje
Perturbación (armónicos y flicker)
Factor de Potencia.
• Calidad del Servicio Técnico.
Frecuencia de Interrupciones
Tiempo de Interrupciones
• Calidad del Servicio Comercial
Atención de Solicitudes de Servicio
Atención y solución de Reclamos
Errores en Medición y Facturación
De lo señalado anteriormente, los puntos que deben ser considerados son: el nivel
del voltaje y la calidad del servicio técnico, tema este último que esta relacionado con
la confiabilidad.
Debido al incremento de la carga en la zona, ya que es eminentemente agrícola y
dedicada fundamentalmente al cultivo de las flores, la subestación que actualmente
está localizada en la población Tabacundo, no tiene la suficiente capacidad para
cubrirla demanda, provocando dificultades en la dotación del servicio eléctrico, de tal
manera que EMELNORTE S.A., en su plan de expansión ha previsto la construcción
-
de la línea de subtransmisión, Cayambe La Esperanza a 69 kV, con una subestación
en el sector de La Esperanza. Detalles y particularidades de este proyecto, es el
tema de este Proyecto de Titulación.
OBJETIVO
Sobre la base de la información disponible en la Dirección de Planificación de
EMELNORTE S.A., se procederá al diseño de la línea de subtransmisión a 69 kV que
enlazará los puntos comprendidos entre la subestación Cayambe y la nueva
Subestación la Esperanza.
ALCANCE
El estudio comprenderá lo siguiente:
El primer capítulo, estará dedicado a la recopilación de información de EMELNORTE,
relacionado a la configuración del Sistema Eléctrico de Potencia, demanda de
potencia y energía del sistema y particularmente de la zona de Cayambe y las
características actuales del suministro del servicio eléctrico en Cayambe.
El capítulo dos, tiene relación con los cálculos eléctrico y mecánico de la línea de
subtransmisión, tratándose la selección del conductor, pérdidas de potencia por
efecto joule, límite térmico del conductor, determinación del aislamiento en la
estructura, cálculo de las reactancia y cálculo de regulación, eficiencia energética,
ecuación de cambio de estado del conductor, flechas y tensiones , condiciones de
montaje y seguridad, lista de las estructuras que se utilizarán, vanos de la línea, lista
de los materiales, y presupuesto.
En el capítulo tres, se tratará las conclusiones y recomendaciones derivadas del
estudio de diseño de la línea de subtransmisión.
ni
-
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
1.1. SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA
REGIONAL NORTE
La Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. EMELNORTE S.A., se formó en
noviembre de 1975, con el aporte del capital del Instituto Ecuatoriano de
Electrificación INECEL principal accionista y la participación de los Municipios de
Tulcán, Ibarra, Montúfar y en los años siguientes se integraran los Municipios de
Otavalo, Atuntaqui, Cotacachi, Cayambe, Bolívar, Mira, El Ángel, Pimampiro,
Urcuquí, Tabacundo y Sucumbios.
Entre sus objetivos principales está el mejorar la prestación del servicio de
electricidad a los consumidores que se encuentra en su área de concesión, área que
la conforman las provincias de Carchi, Imbabura, el Norte de Pichincha y parte de
Sucumbios.
De acuerdo a su estatuto vigente EMELNORTE S.A. cuenta para su dirección,
administración y control con los organismos siguientes:
• Junta de Accionistas
• Directorio
• Presidencia del Directorio
• Presidencia ejecutiva y,
• Direcciones;
> Generación
> Distribución
> Financiera
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
> Comercial
> Relaciones Industriales y,
> Planificación
> Centro de Computo
> Asesoría jurídica
El sistema eléctrico de EMELNORTE S.A, cuenta con su sistema de Generación,
Subtransmisión y Distribución.
El sistema de Generación, cuenta con Centrales Hidroeléctricas y Térmicas;
Tabla 1: Características de las centrales de Generación
Nombre de la
Central
AmbiOtavalolOtavalo 2CotacachiAtuntaquiSan Miguel de CarLa PlayaEspejoSan GabrielSan FranciscoTotal
Potencia Instalada
[kW]
8000400400440400
29501320470300
150016180
Eí sistema de subtransmisión esta conformado por líneas de subtransmisión a 69 kV.
que se interconectan con las subestaciones tal como se muestra en el diagrama
unifilar que se adjunta (ver anexo No. 5).
Las características de las líneas de subtransmisión son las siguientes:
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
Tabla 2: Características de las Líneas de Subtransmisión
Líneas de Subtransmisión
De
.barra
barra
barra
barra
Ibarra
Otavalo
Cayambe
Gaya m be
Chota
Chota
Chota
Salinas
El ÁngelSan Gabriel
Tulcán
necel
barra
San Agustín
barraAlpachaca
Al pachaca
Alpachaca
Der. Atuntaqui
Der. Atuntaqui
San Vicente
barra
El Rosal
Alpachaca
fu lean
Tutean
Tu lean
San Gabriel
El Ángel
Salinas
El Ángel
Aíuntaquí
Nodo AtuntaquiAtuntaquiS/E Otavalo
S/E Molinos La Unión
S/E Otavalo
S/E Tutean
S/E La Playa
a
Tulcán
El Retomo
OtavaloEl Chota
Cofacachi
Cayambe
Tabacundo
Cayambe Sur
El Ángel
Salinas
Cuajara
Cuajara
San Gabriel
Tulcán
El Rosal
fu lean
San Agustín
El Retomo
AlpachacaEl Ambi
Diesel
Der. Atuntaqui
San Vicente
Atuntaqui
labacundo
Selva Alegre
San Miguel de CarSalinas
San Francisco
S/E la Playa
S/E la Playa
C. San Gabriel
C. Espejo
Cuajara
Buenos Aires
\Jodo Atuníaqui
C. AtuntaquiC. CofacachiC. Otavalo
S/E Cayambe
ntag
daldonado-Tufiño
C. La Playa
Long.
(km)
70,0
8,0
19,420,6
13,2
26,5
8,0
3,0
20,5
10,0
28,0
18,0
13,8
30,7
5,6
2,0
6/2.5
2.5/2
3,75,0
1,3
5,5
5,5
5,0
26,8
22,0
14,0
18,0
5,0
0,9
2,5
3,5
2,0
18,0
10,0
1,0
2,0
8,0
8,5
6,0
15,056,0
6,0
Voltage
(kV)
138
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
34,5
34,5
34,5
34,5
34,5
34,5
34,5
34,5
34,5
34,5
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,813,813,8
13,8
13,813,8
6,3
Capacidad
(MVA)
160.1
80.180.1
80.1
80.1
55
63.3
63.3
63.3
80.1
80.1
80.1
31.7
13.7
16.1
31.7
16.1
27.5
17.940.0
16.1
4.3
4.3
4.3
4.3
4.3
5.3
Parámetros
RtP.u]
0,0493440
0,03101600,0547020
0,0762950
0,3650000
0,1331840
0,0394000
0,0148000
0,0818880
0,0492000
0,1378000
0,0886000
0,0551250
0,1226320
0,0157900
0,00784710,0222000
0,0152000
0,0591190
0,2924110
0,0607540
0,1757600
0,2336680
0,0402070
1 ,2328390
0,0248130
0,6542700
0,6795000
0,9146000
2,6924010
1.0775000
5,2571000
5,3875000
0,5388000
1 ,0775000
4,3100000
3,12400002,1950000
5,4876000
16,3554000
3,2132000
16,3553875
3,2132000
X [ p.u ]
0,179823
0,0996380,175726
0,190485
0,121900
0,252146
0,077430
0,029040
0,191310
0,096790
0,271000
0,174220
0,128784
0,286499
0,050725
0,0190000,073900
0,050800
0,125125
0,222609
0,056860
0,371993
0,218693
0,069070
1,5242410,919862
0,612341
0,755690
1,335330
0,240360
0,680920
1,347454
0,549880
4,807180
2,749420
0,267070
0,5341302,1365302,312000
1,634220
4,08554014,955680
5,972000
B/2 [ p.u ]
0,022257
0,0009970,001757
0,001824
0,001130
0,002281
0,000679
0,000254
0,001801
0,0008490,002379
0,001529
0,001212
0,002697
0,0005070,000149
0,000685
0,0004700,000090
0,000109
0,0000290,000268
0,000111
0,000871
0,000027
0,000554
0,000311
0,000420
0,000019
0,000003
0,000009
0,000017
0,000007
0,000068
0,000034
0,000003
0.0000070,0000270,000009
0,000021
0,0000520,000212
0,000005
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 4
Las características de los transformadores que están localizadas en las distintas
subestaciones que sirven de nodos de enlace para los generadores son:
Tabla 3: Características de los transformadores de las Subestaciones de las
Centrales de Generación.
Nombre de laSubestación
AmbiSan Miguel de CarLa UniónLa PlayaOtavaloAtuntaquiEl ÁngelCota cachiSan Gabriel
UbicaciónCantón
Antonio AnteTulcánCayambeTulcánOtavaloAntonio AnteEspejoCota cachiSan Gabriel
Relación deVoltaje [kV ]
4.16/34.54/16/34.50.4/13.2
6,30.4/13.80.4/13.8
0.415/13.80.4/13.80.4/13.8
Capacidad [ MVA ]
OA5
5,5452,3-
0,60,4
0,2620,6
0,35
FA FOA
En cuanto a las características de los transformadores localizados en las
subestaciones y que forman el sistema de subtransmisión a 69 kV, estas son como
se detalla en la tabla siguiente;
Tabla 4: Características de los transformadores de las subestaciones del sistema de
Distribución.
SubestaciónNombre
CayambeTabacundo34.5OtavaloSan VicenteSelva AlegreAtuntaquiAtuntaquiAtuntaqui
UbicaciónCantón
CayambeTabacundo
OtavaloOtavaloOtavaloA. AnteA. AnteA. Ante
Relación deVoltaje
[kV]
69/13.834.5/13.869/13.8
34.5/13.8/5*34,5
34.5/13.834.5/13.834.5/13.8
Capacidad Potencia (MVA)
OA10
3,7510
-
22
2,5
FA12,5
12,5
-
2,52,5
FOA
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
SubestaciónNombre
AtuntaquiDieselDieselDieselDieselRetornoSan Agustín (1)AlpachacaEl ChotaEl ÁngelSan GabrielTulcánEl RosalLa Playa
UbicaciónCantón
A. AnteIbarraI barraIbarra[barraIbarraIbarraIbarraIbarraEspejo
MontúfarTulcánTulcánTulcán
Relación deVoltaje
[kV]
34.5/1 3.834,5/1 3.834.5/1 3.834.5/13.813.8/6.369/13.867/13.834,5*
69/13.869/13.869/13.869/13.869/34.513.8/6.3
Capacidad Potencia (MVA)
OA244431010
52,5101010
1,5
FA
3,7512,514
12,512,512,5
FOA
* Subestaciones de Seccionamiento.
El Sistema de Distribución, constituyen los circuitos primarios de distribución que
recorren las distintos rutas por las poblaciones urbanas y rurales para dotar del
servicio eléctrico a los consumidores en niveles de voltaje de 6.3 kV y 13.8 kV. Los
circuitos primarios de distribución se dividen de los secundarios de los
transformadores instalados en las subestaciones que conforman el sistema de
subtransmisión a 69 kV.
1.2. DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE SISTEMA
ELÉCTRICO.
En base a la información histórica, EMELNORTE S.A., ha realizado el estudio de la
proyección de la demanda para el corto plazo, considerando el sistema total y por
subestación. Este estudio le ha permitido definir la compra de energía que debe
realizar al Sistema Nacional Interconectado, así como también el determinar, el
equipamiento del Sistema de subtransmisión.
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
Para la proyección de la demanda se considera como dato fundamental ía población,
el mismo que es tomado de los censos de la población y vivienda de los años 1982 y
1990 y que sirvieron para proyectar por agencias para el período 1991 - 2003, tal
como se presenta en la tabla siguiente.
Tabla 5: Proyección de la Población del área de Concesión de EMELNORTE S.A.
AGENCIASCayambe totalCayambeTaba cundoOtavaloAtuntaquíCota cachiI barra totalI barraUrcuquíPimampiroEl Ángel totalEl ÁngelMiraSan Gabriel totalSan GabrielBolívarTulcán totalTulcánTotal
1991638154797015845746052750733420
1361221223613762155012738113253141284493029670152606363463634
486995
1992649984902515973760442763933591
13908412529613788156442753513319142164525029887153636411364113
493898
1993
662055010316102774282777233763
142117128303
1381415789276901338514305455733010
154676459664596
500933
1994
674375120516232788372790633936
144965131125
13840159352784513451143944580830236155726508365083
507752
1995
686945233116363802712804034110
14786613400013866160822800213518144844622630548156786557365573
514864
1996
699785348216496817312817534586
15084013694813892162312815913585145744655630772157846606766067
522323
1997
712885465816630832182831134763
15387813996013918163812831713652146654688830997158916650766507
529611
1998
726255586016765847322844734941
15698314303913944165322847613719147574722331224159996706967069
537028
1999
739895708816901862742858435120
16015514618513970166852863613787-148494756031453161076757467574
544577
2000753815834317038878442872735300
16339714940113996168392879713855149424788931683162066803868038
552212
2001
70705965017420893372921535900
16617515194114234171252902813966150624827231936163366858268582
560704
2002787966098617810908562971236510
16900015452414476174162926014078151824865832192164666913169131
569339
2003805616235218209924013021737131
17187315715114722177122944314190153034904732449165986968469684
578119
ír En la siguiente tabla se presenta la evolución del número de consumidores poragencia y el total de la Empresa de los años 1992 a 1997.
Tabla 6: Evolución del número de Consumidores por Cantones y Total de
EMELNORTE S.A. años 1992 - 1997.
I barra
Otavalo'
Atuntaqui
Cotacachi
Urcuquí
Pimampiro
Cayambe
Tabacundo
Tulcán
San Gabriel
El Ángel
Bolívar
MiraTotal Empresa
26101113835598
32142503
2080
5868
268112230
5972
29812297
2028
84936
27681
12023
5824
3442
236421386530
2809
1311661483087
2398
210989669
29137
12788
6088
3694
246721987384
3447
14275
6366
31682505
219295709
3101213584
6266
3945
25612270
82153872
14908
6466
31982598
2279
101174
32251
144126526
4373
26572369
88164144
156316628
3249
2680
2342
106078
32787
15389
6906
4642
28072486
9573
4424
16207
6784
3349
27812400
110535
4.296.224.297.632.323.63
10.2810.545.792.582.363.903.435.41
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 7
En la tabla No 7, se presenta la evolución del consumo de energía eléctrica por
cantones desde el año 1992 a 1997 y el porcentaje de crecimiento.
Tabla 7: Evolución del Consumo de Energía Eléctrica en kWh por Cantones y Total
de EMELNORTE S.A. de los años 1992 -1997
Cantones
ibarra con Selva AlegreIbarra sin Selva AlegreOtavaloAtuntaquiCotacachiUrcuquíP¡ mam piroCayambeTabacundoTul canSan GabrielEl ÁngelBolívarMiraTotal Sistema conSelva AlegreTotal Sistema sinSelva Alegre
Años
1992
8736746351617463178448876758405405183218330111442405174104415695367159684315053922262588416113281643967
169307343
133557343
1993
7542886054893600184113547161351437144817181591671037216721546760314197864275612835266725818163431769341
168846881
148311621
1994
9205816356715773209011397357342538460919001311511756
219429979309490174562905378232284202418159801748441
189606594
154264204
1995
94396892595446022236086282643006124473207032216196542523070811046142190121015803390286040719210381854623
202564912
167712622
1996
91825353674851972575418499918957979338242453817925673004333914154415214021476813196319074620666132111742
219550073
195209913
1997
1035701867433982627915780110192238482412249813619133743320204317549160232806147496366345761322039742127777
244716658
215486298
Crecimiento%10.2715.929.3610.2715.926.395.8113.7825.247.838.205,666.465.29
7,65
10,04
En la tabla 8 se presenta la información estadística de la evolución de la Potencia,
Energía Generada o comprada, energía facturada, perdidas y factor de carga para
los años 1992 hasta 1997.
Tabla 8: Evolución de Potencia, Energía Generada, Energía Facturada, Pérdidas y
Factor de Carga de EMELNORTE S.A. para los años 1992 hasta 1977
Denominación
Demanda Máxima [ kW ]Energía Generada [ MWh ]Energía Facturada [ MWh ]Energía Perdida [ MWh ]Pérdidas [ % ]Factor de Cargaf % ]
Años1992
456201958161693072650913.5349.00
199344370
1957781688472693113.7550.40
199451040
2292371896073963017.2851.30
199554180
236475202565
3391014.3349.80
199660410
255303219550
3573513.9448.30
199764550
279374244717
3465712.4049.50
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN S
En base a la información presentada en las tablas anteriores desde la 5 hasta la 8,
se procedió a la determinación de la proyección de la demanda por subestación y
para el sistema total para, los años 1998 hasta el 2002. Información que se presenta
en la tabla 9.
Tabla 9: Proyección de la Demanda, Energía Total, Energía Facturada, Pérdidas y
Factor de carga por Subestación y total de EMELNORTE S.A., para los años 1998
hasta 2002.
subestación
Taba cundo
Demanda (KWh)
Energía total (kWh)
Energía Facturada {KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga.
Cayambe
Demanda (KWh)
Energía total (Kvdi.)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Otavalo
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Cota cachi
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Atuntaqui
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Años
1998
5084
24852613
21224131
14.6
0.558
8377
41825987
35719393
14.6
0.57
8544
38545642
32917979
14.6
0.515
2637
11783038
10062714
14.6
0.51
3459
15182301
12965685
14.6
0.501
1999
5621
27524734
23643745
14.1
0.559
8926
44646496
38351340
14.1
0.571
9081
41046073
35258577
14.1
0.561
2820
1264S858
10865369
14.1
0.512
3662
16104832
13834051
14.1
0.502
2000
6179
30257990
26052129
13.9
0.559
9509
47562462
40951279
13.9
0.571
9665
43686196
37613815
13.9
0.516
2976
13345972
11490882
13.9
0.512
3883
17074881
14701472
13.9
0.502
2001
6755
33136985
28597218
13.7
0.56
10100
50610512
43676872
13.7
0.572
10283
46569184
40189206
13.7
0.517
3131
14070220
12142600
13.7
0.513
4133
18210347
15715530
13.7
0.503
2002
7335
35983365
31125611
13.5
0.56
10715
53691155
46442849
13.5
0.572
10908
49496501
42814473
13.5
0.518
3279
14765511
12772167
13.5
0.514
4394
19359907
16746320
13.5
0.503
Crecimiento %
9.6
9.69
10.05
6.35
6.44
6.78
6.3
6.45
6.79
5.6
5.8
6.14
6.16
6.27
6.61
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
subestación
Diesel
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Retorno
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
San Agustín
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
El Chota
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
El Ángel
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
San Gabriel
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Tu lean
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Años
1998
9085
40988250
35003966
14.6
0.515
7335
31485493
26888611
14.6
0.49
3717
15954700
13625314
14.6
0.49
1445
5062896
4323713
14.6
0.4
4636
17504872
14931655
14.7
0.431
5519
20548277
17548229
14.6
0.425
1999
7240
33041587
28382723
14.1
0.521
4325
18982833
163066253
14.1
0.501
5742
25151103
21604798
14.1
0.5
3826
16454146
14134111
14.1
0.491
1486
5218645
4482816
14.1
0.401
4882
18432166
15833231
14.1
0.431
5620
20924628
17974255
14.1
0.425
2000
7685
35075693
30200171
13.9
0.521
4616
20258034
17442167
13.9
0.501
5861
26751045
23032650
13.9
0.521
3953
17001336
14638150
13.9
0.491
1531
5390444
4641172
13.9
0.402
5146
19429100
16728455
13.9
0.431
6172
22977060
19783249
13.9
0.425
2001
8132
37184977
32090635
13.7
0.522
4909
21586193
18628884
13.7
0.502
6228
28424635
24530460
13.7
0.521
4088
17616934
15203414
13.7
0.492
1586
5583661
4818648
13.7
0.402
5441
20542759
17728401
13.7
0.431
6496
24240009
20919128
13.7
0.426
2002
8567
39251255
33952336
13.5
0.523
5204
22884677
19795245
13.5
0.501
6573
30058479
2600584
13.5
0.522
4228
18223032
15762922
13.5
0.492
1636
5760622
4982938
13.5
0.402
5702
21579695
18666436
13.5
0.432
6768
25255557
21846057
13.5
0.426
Crecimiento %
5.71
5.85
8.09
6.29
6.36
6.61
4.56
6.06
6.3
3.27
3.38
3.71
3.15
3.28
3.61
5.31
5.37
5.74
5.23
5.29
5.63
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 10
subestación
Camal
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Sistema total sin Selva Alegre
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Sistema Total con Selva Alegre
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Sistema Total Global conSelva Alegre
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Sistema Total Global conSelva Alegre
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
Energía Facturada (KWh)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Años
1998
1858
6916124
5906370
14.6
0.425
63121
290941272
231654788
14.5
0.49
67951
303577035
259254788
14.6
0.51
62069
266423465
227792063
14.5
0.490
66938
299053938
255392063
14.6
0.510
1999
1935
7202944
6187329
14.1
0.425
66737
287044884
246858600
14
0.491
67580
302512922
259858600
14.1
0.511
65658
282403879
242867336
14
0.491
66542
297866514
255867336
14.1
0.511
2000
2082
7750381
6673078
13.9
0.425
71195
306845572
264500883
13.8
0.492
72001
322300677
277500883
13.9
0.511
69748
300606174
259122522
13.8
0.492
70605
31 6054033
272122522
13.9
0.511
2001
2192
8181554
7060681
13.7
0.426
75542
325580644
281301676
13.6
0.492
76034
341021641
294301676
13.7
0.512
73882
318426489
275120487
13.6
0.492
74437
333859197
286120487
13,7
0.512
2002
2285
8526313
7375261
13.5
0.426
80070
345095312
298852540
13.4
0.492
80382
360523167
311852540
13.5
0.502
78737
339349769
293876900
13.4
0.492
79100
354770983
306876900
13.5
0.512
Crecimiento %
5.31
5.37
5.71
6.13
6.23
6.57
4.29
4.39
4.73
6.13
6.24
6.58
4.26
4.36
4.70
De la información presentada en la tabla 5, sobre el crecimiento de la población para
el período en estudio, se consideró el valor de 1.47%, valor que está dentro del valor
de 1.5% registrado entre 1982 y 1990 de acuerdo a lo que determinan los censos de
población y vivienda de dichos años.
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 11
La determinación del porcentaje de población servida se ha considerado que cada
consumidor residencial esta compuesto por 4.5 personas dependientes, con lo cual
la meta de EMELNORTE S.A,, de acuerdo el estudio es pasar del porcentaje de
población servida de 86% en 1998 a 93% en el año 2002.
Mediante la ayuda de la información presentada en las tablas 6 a 8 se realizo el
estudio de proyección de la demanda y de Energía total y facturada para los años
1998 a 2002, por subestación y en global para el sistema eléctrico de EMELNORTE
S.A., bajo dos esquemas, siendo el primero considerando la Industria Selva Alegre y
la segunda sin considerar aquella industria.
En el caso de la subestación Tabacundo esta se incrementa de 21224 MWh en 1998
a 31125 MWh en el 2002, que aproximadamente equivale al 10%.
Este crecimiento es ligeramente superior al del sistema global, puesto que en los
próximos años esta previsto en base a los programas de electrificación rural
incorporar a nuevos consumidores y además debido al desarrollo agroindustrial de la
zona.
El consumo de mayor incidencia en el crecimiento es el dedicado al Industrial
especial y bombeo de agua.
En cuanto a la demanda de potencia para el período en estudio esta variara de 5084
kW a 7335 kW. De la misma manera el tema pérdidas en base programas de control
y reducción se tiene como meta e! reducir de 14.6% a 13.5%.
Para el período su estudio según la información presentada en la tabla 9 la
subestación Cayambe se incrementará de 35719 MWh a 46442 MWh equivalente en
forma aproximada a 6.8% y la demanda aumentara de 8377 kW en 1998 a 10715
kW en el 2002. En este caso la demanda se ve afectada por la salida de la Central
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 12
Molinos la Unión. El crecimiento dado en este subestación, se debe a los sectores
residencial y comercial que se proyectan con un valor del 11% debido a su desarrollo
comercial.
En cuanto a la subestación Otavalo, esta tiene un crecimiento del 6.8%; los sectores
que incidirán que su crecimiento será el residencial y comercial. La demanda de
Potencia crece de 8544 kW en 1998 a 10908 kW en el 2002.
La subestación Cotacachi experimentará una variación de 1062 MWh en el año 1998
a 12772 MWh en el 2002 y la demanda será de 2673 kW a 3279 kW en el mismo
período.
Observando la información presentada en la tabla 9 para el caso de la subestación
Atuntaqui, la demanda variará de 3459 kW en 1998 a 4394 kW en el 2002. Hay que
destacar el crecimiento industrial de la zona.
La subestación Diesel, Retorno y San Agustín, Suministran de energía a los
cantones [barra, Pimampiro y Urcuquí, respectivamente, las proyecciones para el
período en estudio se presentan en la tabla 9.
La subestación El Chota, presenta su servicio a las zonas del Valle del Chota, parte
del Cantón Mira y el Cantón Pimampiro la demanda crecerá de 3717 kW en 1998 a
4228 en el 2002.
La subestación el Ángel está destina a proveer del servicio eléctrico al Cantón Espejo
y Cantón Mira. Estas áreas tienen como característica particular su limitado
desarrollo comercial e industrial, en consecuencia su crecimiento es reducido tal
como se puede observar en la información que se presenta en la tabla 9.
Los Cantones Montúfary Bolívar reciben el servicio eléctrico de la Subestación San
Gabriel.
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 13
En esta zona debido al asentamiento de industrias procesadores de leche y
derivados, la energía y su potencia se incrementaran tal como se muestra en los
datos presentados en la tabla 9.
Los cantones Tulcán y Huaca están servidos de las subestaciones Tulcán y Camal,
el crecimiento en este caso tal como se observa en los datos de la tabla 9 son
aceptables.
Finalmente se presentan valores de proyección de la demanda como sistema total
global considerando la inclusión o no de la industria importante que es Selva Alegre.
El sistema total considera el caso de las proyecciones por subestación, mientras que
la del global como en todo. En la información se nota una discrepancia en los
resultados debido a que se ha considerado el factor de coincidencia de las
demandas máximas por subestación. De la misma manera existe la incidencia de la
Industria Selva Alegre en la demanda de potencia y Energía del sistema Eléctrico de
EMELNORTE S.A..
1.3. DEMAJNTDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE LA ZONA DE
CAYAMBE
La subestación Cayambe tiene una capacidad de 10/12 MVA y posee cinco circuitos
primarios de distribución.
El circuito No 1 cubre la demanda residencial urbana y comercial y tiene una
capacidad instalada de 3220 kVA.
El circuito No 2 provee del servicio de electricidad a los consumidores residencial
urbano, industrial y residencial rural, con una capacidad instalada de 14552.5 kVA.
Es un circuito muy extenso la carga industrial y residencial rural es cubierta por el
circuito No 3 y tiene una capacidad instalada de 11955kVA.
-
CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 14
Sirviendo una pequeña zona céntrica de la ciudad de Cayambe y la mayor extensión
rural, el circuito No 4 tiene una capacidad instalada de 1961 kVA.
Finalmente el circuito No 5 cubre parte industrial, residencial urbana y rural de
Cayambe y tiene una capacidad instalada de 6358 kVA.
Según, la información de la proyección de la demanda para el año 2002, la
subestación Cayambe ya tiene una demanda de 10715 kVA, que está sobre la
potencia nominal deí transformador cuyo valor es de 10 MVA, mientras que su
energía total es de 53983 MWh, Esto implica que es necesario una ampliación de la
capacidad de la subestación para cubrir la demanda de potencia y energía, ya que la
zona es predominantemente industrial.
1.4. CONDICIONES ACTUALES DEL SUMINISTRO DEL SERVICIO
ELÉCTRICO EN LAS ZONAS CAYAMBE Y TABACUNDO.
El Cantón Cayambe, se encuentra servida por medio de circuito primarios de
distribución que se derivan de la subestación Cayambe, la misma que se halla
interconectada por medio de una línea de subtransmisión que une a la subestación
Otavalo a 69 kV. La zona de Cayambe es una área que está en pleno desarrollo y
crecimiento, cuya demanda está en función de la agroindustria, el comercio y la
residencia, esto implica que EMELNORTE S.A. debe poner atención a los
consumidores de tal manera de dotar de un servicio de calidad, confiable y seguro.
Muy cercano se encuentra el Cantón Tabacundo, zona próspera que en la actualidad
está en pleno desarrollo y crecimiento, especialmente la demanda está sujeta a la
agroindustria, de allí que es necesario hacer una revisión permanente del sistema
eléctrico, tarea que EMELNORTE S.A. ha considerado como prioridad y resultados
de los estudios eléctricos es el diseño y construcción de la línea de subtransmisión a
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CAPITULO I RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 15
69 kV Cayambe - Tabacundo, la misma que reemplazara a la línea a 34.5 kV que
parte de la subestación Alpachaca, pasa por la derivación de Atuntaqui luego a la
San Vicente y finalmente llegar a la población de Tabacundo, es decir tiene un
recorrido de 37.8 km. EMELNORTE S.A., en su plan de expansión del año 2001,
está contemplado la línea Cayambe - La esperanza a un nivel de voltaje de 69 kV,
con una longitud de 15 km. De la misma manera esta previsto la construcción de una
subestación en el sector de La Esperanza.
El objeto del tema que se va a tratar es el diseño de la línea de subtransmisión
Cayambe - La Esperanza, la misma que contribuirá a mejorar el servicio de
electricidad en la zona de Tabacundo.
-
CAPITULO 2
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 69 KVDESDE LA S/E CAYAMBE A LA S/E LA ESPERANZA.
EMELNORTE S.A., en sus planes de expansión ha proyectado construir la
subestación la Esperanza de una potencia de 10 MVA, para cubrir la demanda de
energía, debido al crecimiento del sector productivo agrícola, floricultura y de su
población misma.
El diseño de la línea de subtransmisión a 69 kV desde la subestación Cayambe a la
subestación la Esperanza implica una serie de consideraciones de tipo técnico -
económico, que entre las más importantes se expondrán en este proyecto de
titulación y que se detallan a continuación;
2.1. PERFIL TOPOGRÁFICO PARA EL TRAZADO DE LA LINEA.
La ruta para el trazado de la línea fue seleccionada en forma conjunta con los
técnicos de EMELNORTE S.A., y coordinado por los técnicos de TRANSELECTR1C,
en el trazado se procuró evitar al máximo el cruce por zonas pobladas así como
también por vías de comunicación.
La zona del proyecto corresponde según las calificaciones hechas por el Ex -
1NECEL a la zona II, es lo que corresponde a la parte alta del territorio ecuatoriano,
comprendida en la cordillera hasta una altura de 2800 m.s.n.m la ruta de la línea
abarca a territorios pertenecientes a la provincia de Pichincha en las zonas
pertenecientes a los Cantones Cayambe y Pedro Moncayo.
El punto de llegada de la línea es la subestación la Esperanza ubicada en el sector
del mismo nombre.
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRANSMSION 17
Para el efecto de su trazado, se han tomado en cuenta las regulaciones establecidas
por los Municipios de las zonas de influencia del proyecto; las regulaciones
establecidas por el Ministerio de Obras Públicas, en cuanto tiene relación con la
distancia de la línea desde el eje de las vías carrozables de primero, segundo y
tercer orden, las prescripciones especiales que se establecen en las normas del Ex-
1NECEL para diseño de líneas de subtransmisión, en lo referente a cruzamiento y
paralelismo con otras líneas o con vías de comunicación, pasos sobre bosques,
plantaciones agrícolas o sobre zonas urbanas; prescripciones adicionales que para el
incremento de la seguridad de las personas y de las líneas se han establecido por la
Dirección de Aviación Civil.
El trazado de la ruta de la línea determina que su longitud sea de 11.95 km y que
debido a sus características esta contendría estructuras rurales con cable de guardia,
de hormigón armado y torres metálicas.
El tipo de terreno por el cual atraviesa la línea es plano e irregular, caracterizado por
la existencia de zonas agrícolas dedicadas al cultivo de flores y algunas zonas
ganaderas. Es necesario señalar que en el trayecto de la línea existe un número de
quebradas que son pequeñas, particularidades que permitió una adecuada selección
de estructuras y vanos.
El perfil topográfico del terreno con el eje de la línea se presenta en el plano 1 del
anexo 1.
2.2 DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRASMISION DESDE LASUBESTACIÓN CAYAMBE A LA SUBESTACIÓN LAESPERANZA
La línea de subtrasmisión a 69 kV, desde la subestación Cayambe a la subestación
La Esperanza, se encuentra ubicada en los cantones Cayambe y Pedro Moncayo,
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 18
pertinente a la provincia de Pichincha y que están dentro del área de concesión de
EMELNORTE S.A..
El trazado de la ruta de la línea determinó que su longitud será de 11.95 km.
La expansión de las plantaciones florícolas, que se realizará en el futuro debido a su
crecimiento y la puesta en marcha del canal de riego de Tabacundo, determinó una
adecuada selección de la estructura y vanos de tal manera de preveer plantaciones
florícolas que serán sembradas por debajo de la línea a construirse.
El trazado de la línea se presenta en el plano 1 del Anexo 1.
2.3 SELECCIÓN DE CONDUCTORES.
El conductor a utilizarse para las fases será de aluminio, sección 266.8 MCM,26 hilos
de aluminio y 7 hilos de acero, del tipo ACSR, denominado PARTRIDGE. Su
temperatura no podrá ser mayor a 45 grados centígrados en régimen permanente,
considerando que actúa a través del conductor un viento 60km/hora de velocidad y
una temperatura ambiente de 12 grados centígrados.
En lo que respecta a la selección del cable de guardia, se consideró la importancia
del mismo en el aislamiento de la línea, debido a que permite su blindaje o
apartamiento contra descargas atmosféricas y la protección se complementa con los
relés de protección que desconectan la línea cuando el sobrevoltaje origina
cortocircuitos.
En este caso es necesario el uso del cable de guardia considerando la zona en la
que se construirá la línea que tiene una alta probabilidad de descargas atmosféricas.
El cable de guardia será de acero protegido contra la corrosión; es decir, galvanizado
de 9.0 mm de diámetro y de una sección aproximada de 50 mm2.
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 19
El límite térmico del cable de guardia deberá resistir durante 0.1 seg. la corriente
máxima de cortocircuito fase-tierra prevista para la línea sin que su temperatura se
eleve a más de 200 grados centígrados, considerando nula la disipación del calor del
conductor de guardia. Para corrientes debidas a descargas atmosféricas deberá
resistir por 0.001 seg. La corriente máxima prevista para las descargas atmosféricas.
El cable de guardia deberá conectarse directamente a las estructuras de hormigón
armado y en su parte metálica a las torres.
2.4. HERRAJES.
Los herrajes seccionados deberán ser prácticamente inalterables a la acción
corrosiva del ambiente por lo mismo serán galvanizados en caliente con un
terminado de alta calidad.
Las grapas de retención deberán contener una superficie antideslizante y deberán
soportar una tensión mecánica en el cable del 90% de la carga de rotura del mismo.
Las dimensiones de los herrajes deberán ser normalizadas de acuerdo a las normas
para las líneas de 69 kV emitidas por el ex INECEL.
2.5. AISLADORES.
Los aisladores a utilizarse en la construcción de la línea serán de porcelana. Sus
partes metálicas deberán estar adecuadamente protegidos por la acción corrosiva
del ambiente.
Se utilizarán los aisladores disco de tipo suspensión con acoplamiento bola-rotura de
254mm de diámetro y espaciamiento de 146 mm. La distancia mínima de fuga de los
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 20
aisladores está definida en conformidad a la selección y cálculos efectuados en base
a la clase de contaminación a la que está sometida casi el 100% del sector por la que
atraviesa la línea,
2.5.1. Criterios básicos para la determinación del tipo de aislamiento.
En las líneas de subtransmisión, el objetivo principal es elegir el aislamiento para
mantener una continuidad satisfactoria de servicio, al cumplir con todos ios
requerimientos de las distintas solicitaciones a las que están sometidas.
Es práctica usual determinan primero el número de aisladores requeridos de un
diseño dado por contaminación y a partir de este número de aisladores verificar el
comportamiento del aislamiento frente a otras solicitaciones.
Los aisladores a utilizarse deberán tener las siguientes dimensiones:
Aislador tipo disco:
- Espaciamiento unitario: 146 mm
- Diámetro: 254 mm
- Distancia de fuga de aislador normal: 290 mm.
2.5.1.1. Longitud de la cadena de aisladores
La longitud de la cadena de aisladores se obtiene da la siguiente expresión:
Lc=Ca + Hc (mm) (2.1)
Donde:
Le : Longitud de la cadena de aisladores en mm
Ca : Longitud según el número de aisladores.
He : Longitud de los herrajes.
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 21
Ca^N.la (2.2)
Hc = g + bh + re (2.3)
Siendo :
N ; Número de aisladores
La : Longitud de cada aislador
g : Longitud de la grapa de suspensión
bh : Longitud de la bola de horquilla
re : Longitud de la rótula corta
Entonces aplicando las ecuaciones para el caso presente se tiene:
Lc = 6*146 + He (mm)
He = 50+ 93 + 45= 188 mm
Le =876+ 188 = 1064 mm = 1.064 m.
Para este caso se ha seleccionado 6 aisladores
2.5.1.2. Cálculo del aislamiento por contaminación ambiental.
Se ha determinado que para una contaminación constante, el voltaje que puede
resistir un aislamiento es proporcional a la distancia de fuga. En consecuencia, para
cumplir con esta solicitación se debe determinar un número tal de aisladores cuya
distancia cumpla con los requerimientos establecidos para el grado de contaminación
por donde pasa la línea.
El tipo de contaminación al que está sometida esta línea a lo largo de su ruta de
recorrido se la considera de un tipo moderado.
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 22
Se caracteriza por grandes extensiones de terrenos agrícolas y sometida en gran
parte a la acción de los químicos utilizados en fumigación.
De io expuesto se determina que la contaminación es de clasificación tipo C, El
número mínimo de aisladores requeridos por contaminación está determinado por la
ecuación:
(2.4)v 'd*df
Donde:
Nc
V
d
b
d
Dfo
Ta
Número mínimo de aisladores requeridos por contaminación
Voltaje máximo entre líneas (kV)
Densidad relativa del aire
Presión barométrica (cm Hg).
Distancia de fuga del aislador
Distancia de fuga para un cierto grado de contaminación (cm/kV)
Temperatura ambiente (°C).
El número de aisladores por contaminación para este caso por ambiente tipo C, es
similar al determinado para la cadena de aisladores normal, es decir son 6.
2.5.1.3. Aislamiento requerido por sobrevoltajes transitorios debido a
maniobra.
Los sobrevoltajes transitorios tienen una probabilidad de ocurrencia muy baja durante
la vida útil de una línea. Proyectar el aislamiento de las líneas para que resistan
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 23
todos los sobrevoltajes resulta antieconómico. Los sobrevoltajes transitorios de dan
en condiciones distintas de las normales.
El tratar el tema es demasiado complejo y considerando la zona por donde atraviesa
la línea no exige. De tal manera con el número de aisladores ya determinados
anteriormente se cubre estos efectos transitorios.
2.5.1.4. Aislamiento por sobrevoltajes de origen externo.
El aislamiento de la línea por cubrir los sobrevoltajes de origen externo, que tiene un
cable de guardia, la importancia se da a ia puesta a tierra de las estructuras ya que
cuanto menor sea el valor de la resistencia de puesta a tierra, tanto más eficaz será
la protección de cable de tierra contra la corriente producida por las descargas
atmosféricas.
Al caer una descarga sobre una línea con cable de guardia pueden presentarse dos
situaciones que se manifiestan en dos tipos de perturbaciones que son:
Perturbaciones ocasionadas por la caída directa de la descarga sobre la
estructura y sobre el cable de guardia de la línea.
Perturbaciones ocasionadas por la descarga directamente sobre los conductores
de la línea.
El aislamiento deberá resistir los sobrevoltajes de origen atmosférico a la altura
máxima de la línea sobre el nivel del mar. Para este caso y según las
recomendaciones de las normas del Ex- INECEL, se aceptará un total de dos fallas
anuales por circuito trifásico y por 100 km de longitud de líneas y se supondrán para
el cálculo niveles isoceráunicos máximos.
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 24
Para el apantallamiento de la línea se adopta un ángulo de 30° que es el que forma
la vertical que pasa por el punto de fijación del hilo de guardia con la recta
determinada por este con el conductor. Este ángulo asegura que la probabilidad de
descarga directa sobre los conductores sea mínima.
2.6. ESTRUCTURAS Y ACCESORIOS DE POSTES, TORRES Y
LÍNEA.
Los conductores de cada una de las fases de la línea se fija mediante aisladores y el
cable de guardia de modo directo a las estructuras. Estas estructuras serán de dos
tipos a saber de hormigón armado para la mayor parte de la línea y torres metálicas
para zonas especiales donde las circunstancias así lo exigieran.
Los materiales empleados deberán presentar una resistencia elevada a la corrosión y
en caso de no poseerlo será necesario darles el tratamiento adecuado.
Las varillas preformadas, las grapas de suspensión, las grapas de retención,
conectores, etc., estarán de acuerdo con las especificaciones y tamaño del conductor
que se seleccionó.
2.6.1. Estructura de Hormigón
Los postes de hormigón son las estructuras que se utilizarán en su mayor parte en la
construcción de la línea y son de 1000 y 1200 Kg de 16.5 y 18m de longitud, los
mismos que irán asentados en losetas de sustentación.
2.6.2. Estructura de hierro o torres.
Las estructuras de hierro serán fabricadas con perfil en L abiertos de por lo menos 4
mm de espesor, serán galvanizados en caliente y su sujeción se hará mediante
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 25
tornillos de cabeza redondeada, tipo remache. Estos tornillos no podrán hacérselos
en planos de perfil de anchura menor a 35 mm.
Las torres irán asentadas en bases o plataformas de hormigón armado de 2.59 x
2.59 m2.
Durante su montaje se deberá tener precaución para evitar perjuicios a las
superficies galvanizadas, así mismo se cuidará que los perfiles se guarden en
sectores secos y limpios.
Las torres a utilizarse en la construcción de la línea serán 5 tipo retención de 23 m de
altura.
2.6.3. Tensores
Para ios tensores se utilizará cable de acero galvanizado de alta resistencia
mecánica, con un diámetro no inferiora 9mm protegidos contra la corrosión mediante
el galvanizado.
Las varillas de anclaje deberán ser de acero galvanizado y de un diámetro no inferior
a 16 mm.
Los anclajes se fijarán en bloques de anclaje de hormigón armado de dimensiones
normalizadas. Tal como se muestra en el Anexo 2.
2.6.4. Numeración y avisos de peligro.
En cada estructura se marcará el número que le corresponda, de acuerdo con el
criterio de comienzo y fin de la línea, de tal forma que las cifras sean fácilmente
legibles desde el suelo.
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 26
Estas deberán ser pintadas con números de color rojo de 25 cm de alto en fondo de
color blanco.
Los números irán colocados en una de las caras laterales de los postes, siendo esta
la que apreciarse desde la ruta de ingreso a la estructura desde la vía de
comunicación más próxima a la estructura.
2.7. CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA.
Uno de los factores más importantes dentro de la operación de la línea y que debe
ser determinada para su cumplimiento es la regulación de voltaje, la cual debe estar
en el orden del 5% en las barras de la subestación la Esperanza, con una potencia
nominal de 8 Mw y factor de potencia de 0.85, que será la carga más representativa.
2.7.1. Característica Generales de la línea
La línea tiene las características que se señalan:
Voltaje de recepción : 69kV
Porcentaje de Regulación ; 5%
Longitud de la línea : 11.95 km.
Conductor :
• 266.8 MCM, clave Partridge.
. Sección total: 157.20 mm2
• Diámetro total: 16.28 mm
• Diámetro del hilo de aluminio: 2.57 mm.
• Diámetro de hilo de acero: 2.00 mm
• Número de hilos de aluminio: 26
• Número de hilos de acero: 7
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 27
Disposición de los conductores en triángulo de acuerdo a la estructura S1G, de
las normas para líneas de 69 kV, según gráfico.
3.14 m
3.14 m
Es decir,
di2=3.14m
d23=3.14m
d13~2 m
2.7.2. Parámetros Eléctricos de la línea.
2.7.2.1 Resistencia Eléctrica
La zona II, según las normas para líneas de 69 kV, corresponde a una temperatura
de 12 °C.
La temperatura media de la zona es de 25°C, sin embargo existen épocas en las que
esta temperatura puede alcanzar valores superiores al señalado, sumando a ello la
temperatura originada por el efecto joule, por lo que el cálculo se realizará con el
valor de la resistencia de corriente altura Rae a 75°C, siendo su valor obtenido de las
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 28
tablas para el conductor que se ha seleccionado de 0.2392 ohmios, valor que
corresponde para condiciones extremas.
Si se considera despreciable el efecto pelicular, entonces la resistencia total de la
línea para la longitud que tiene la línea de subtransmisión y según el valor de tablas,
se tiene;
R = 0.2517 ohmios/ km x 11. 95 km = 3.0078 ohmios
2.7.2.2. Reactancia Eléctrica
El valor de la inductancia por fase del circuito, no utilizado el acero como conductor,
se calcula por;
0.5 +4.605 Ig
H
10~4 km (2.5)
donde;
De ; Distancia equivalente
rg ;Radio geométrico medio de cable
Además:
= r.n.Rn"1 (2.6)
Donde;
n : Número de conductores por fase
r : Radio del conductor
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 29
En consecuencia ios valores para el caso de la línea que esta bajo análisis es
= D12-D13-D23
= 3.14*3.14*2 = 3.1644 m.
*r = 6.6064 mm.
Para el conductor ACSR, 266.8 MCM, 26/7,
0.5 + 4.605 Ig3.1644
6.6064x10-•10-4
Lk =1.2843 mH/km
La reactancia por km será,
XL =27r.f.Lk =2n* 60* 1.2843*1 0"3 =0.4842 ohmios/km
y la reactancia total,
XL= 0.4842* 11.95 = 5.7862 ohmios
2.7.2.3. Reactancia Capacitiva
De tablas, el valor de la reactancia capacitativa del conductor 266.8 MCM ACS R de
composición 26/7, es de 0.067 Megaohmios / km a una frecuencia de 60 Hz,
La capacidad para una fase del circuito está dada por ia ecuación;
c=log
x1Q-9[F/km] (2.7)
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CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 30
que reemplazando los datos, se tiene:
= 9.3168nF/km,
y, la suceptancia total portase será,
B = 2*71*60*9.3168 *10'y*11.95 = 41.9727 x1CTbmhos
2.7.2.4. Conductancia Eléctrica.
En este caso se considera despreciable este valor debido a la buena calidad de
aislamiento de la línea, no existen corrientes entre los conductores y las estructuras,
ni superficialmente o a través del aislamiento, por lo cual en este caso sería nulo el
valor de la conductancia.
Pero, en realidad se puede estimar que existe corriente, ya que la resistencia que
ofrecería el aislamiento no puede ser infinita y se obtiene que la conductancia, será
el inverso de la resistencia de aislamiento. Portante,
[(Pérdida)R(aislamiento)
(2.8)
La conductancia de una línea varía mucho, según el grado de humedad de la
atmósfera en tiempo seco y la línea bien aislada es nula, como ya se ha señalado.
El valor de la conductancia en función de las pérdidas de energía será:
P(kw/km) 3 [mhos/km]V2(kV) l J
(2.9)
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 31
2.7.2.5. Resumen de Parámetros Eléctricos
Los parámetros eléctricos calculados en los numerales anteriores, se resumen de la
manera siguiente:
Impedancia;
Z = R + jx = 3.0078 -i- J5.7862 ohmios
= - = GFJB=-J41.9727x10'6 .Z. mhos
Z =6.5213 ohmnios
y el argumento: 62.53°.
2.8. CALCULO DE LA CAED A DE VOLTAJE.
El cálculo de la caída voltaje, se ha determinado para diferentes valores de potencia
transmitida y factor de potencia. La caída de voltaje esta donde dada por la siguiente
expresión, en la que se desprecia la admitancia por tener un valor muy pequeño.
Pr*ZVr*cosG
(2.10)
en donde:
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 32
Vr : Voltaje de recepción
Z : Impedancia
Pr : Potencia de Recepción
Cos 6 : Factor de Potencia
El objeto del cálculo es para conocer que los valores de voltaje para diferentes
cargas y factores de potencia en el extremo receptor, que es la subestación la
Esperanza, están dentro de los limites máximos admisibles de regulación, es decir,
del 4 - 5% del voltaje nominal de entrega. En el caso presente, la obtención de una
buena regulación de voltaje es importante ya que si se toma en cuenta la longitud de
la línea desde la subestación Otavalo a Cayambe es de 26.5 km.
Los cálculos de la caída de voltaje para diferentes potencias de recepción y factores
de potencia, de conformidad con (2.10), se resumen en la tabla 10. que se presenta
a continuación.
Para los cálculos se considera,
Vr = 69 kV
Pr^ 6,7,8,9 y 10 Mw
Los cálculos efectuados demuestran que si se mantiene un nivel de voltaje de 69 kV
en las barras de la subestación la Esperanza, en el caso más crítico que la potencia
sea 10 Mw, la caída de voltaje será de 1.95%, y para un factor de potencia de 0.7.
Sin embargo es conveniente el realizar estudios de flujos de potencia para conocer el
estado de la operación del sistema eléctrico de EMELNORTE S.A. y tomar los
correctivos que el caso exija.
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 33
Tabla 10; Valores de caída de voltaje
Potencia deRecepción
(kW)
600060006000600070007000700070008000800080008000900090009000900010000100001000010000
Factor dePotencia
10.9
0.850.71
0.90.850.71
0.90.850.71
0.90.850.71
0.90.850.7
Caída deVoltaje (V)
327.01363.34384.72467.16381.51423.9448.84545.01436.01484.46512.95622.87490.52545.02577.08700.74
' 545.02605.58641.2
. 778.6
Regulación/o/ \)
0.820.910.961.170.961.061.131.371.091.211.291.561.231.371.451.761.371.521.611.95
2.9. CALCULO DEL RENDIMIENTO ENERGÉTICO.
Considerando que en los puntos de emisión y recepción, los valores de las corrientes
son iguales, las pérdidas son:
Pérdida de Potencia
P = 3I2R (2.11)
Potencia Transportada
y el rendimiento será,
P=3VCos6 (2.12)
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 34
71 =Pr
Pr+Pp
donde:
Pr ; Potencia de recepción.
Pp : Potencia de pérdidas.
El porcentaje de pérdidas de potencia está dado por,
vicose vcose [2.13]• L J
en donde,
PSVCosG
(2.14)
Reemplazando (2,14) en (2,13), se tiene:
RP
o también.
en donde.
V2cos2e x100 (2.15)
Pp(%) =Cos2e
(2.16))
De tal manera que,
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMESIÓN 35
(S9884.39)2=1.8908X10
-
En la tabla 11 se presenta los valores del rendimiento energético.
Tabla 11: Rendimiento
Potencia deRecepción(kW)
600060006000600070007000700070008000800080008000900090009000900010000100001000010000
Factor dePotencia
10.90.850.710.90.850.710.90.850.710.90.850.710.90.850.7
Pérdida dePotencia(kW)
22.68928.00531.39846.29630.87938.12442.74163.02140.33849.80055.83082.32051.05163.03070.664104.19463.02677.80187.223128.610
Rendimien.(%)
99.6299.5499.4899.2399.5699.4699.3299.1199.5099.3899.3199.9899.4499.3099.2298.8699.3799.2399.1498.70
Los cálculos de! rendimiento señalan un valor aceptable cuyo valor de 98.73 %,
muestra que en el caso del transformador estar suministrando una carga superior al
valor de placa en la línea las pérdidas están en el orden de 128.61 kW. Si se
considera una carga de 6000 kW y un factor de potencia 0.7, las pérdidas en la línea
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 36
son 46.296 kW y un rendimiento del 99.23% que son valores que están dentro
márgenes aceptables,
2.10. CÁLCULO MECÁNICO
2.10.1. Cálculo de la distancia entre conductores
La consideración de mantener una distancia adecuada entre los conductores que
forman las fases de una línea aérea es de importancia para que exista una buen
servicio y de la misma manera esté mejor protegida cortocircuitos entre líneas o de
los conductores a tierra, debido a la presencia de oscilaciones de los conductores por
la acción del viento.
La altura de las estructuras será la necesaria para que ios conductores con su flecha
máxima vertical, queden situados por encima de cualquier punto del terreno o
superficie de agua a una altura mínima de 6m. El valor se obtiene de:
Distancia = 5.30 + V = 5.76 m.
150
En las hipótesis de cálculo de flechas máxima se mantendrá una distancia inferior en
un metro a la señalada anteriormente, considerando en este caso el conductor con la
desviación producida por el viento.
Los conductores de una misma barra pertenecientes a una misma tema deberán
tener entre si una distancia definida por la siguiente ecuación, válida para
conductores de una misma sección, igual material y flecha.
(2.18)
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 37
donde:
a : Separación de los conductores en metros
fe : Flecha normal, del conductor en metros para la condición máxima de
temperatura y vano máximo.
Ic : Longitud de la cadena de aisladores en m.
En caso de anclaje le = o, para el presente caso le = 1.064 m.
Ki : Factor que depende del ángulo de inclinación del conductor debida al viento.
K2 : Separación mínima en medio vano es decir,
K -r\ —2 150*a
donde a= 1
2.10.2. Cálculo del ángulo de oscilación de los conductores debido al viento.
El ángulo de oscilación de los conductores debido al viento está dado por,
= artg- (2.19)P
donde:
f : Fuerza del viento en condiciones máximas [Kg /mj
P : Peso del Conductor
2.10.3. Ecuación de cambio de Estado del Conductor
Esta ecuación se utiliza para determinar la tensión de los conductores en función de
ciertas características de la zona por las que atraviesa la línea como son: viento y
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 3 8
temperatura. Es necesario conocer las condiciones iniciales del conductor para
posteriormente el determinar el estado mecánico final del mismo.
2.10.3.1. Hipótesis de Cálculo
Se calcularán las tensiones finales en función de vano medio aceptado para el nivel
de voltaje que en este caso es 69 kV y para la zona 2, cuyos datos se presentan en
la tabla 12.
Tabla 12: Parámetros para la zona II
Condición
Final 1Final 2Final 3Inicial
TemperaturaZona 2 (°C)
45-5512
Viento(Km/h)
60
Tensión
(%)
25
Durante todo el estudio la zona 2 corresponde a la Sierra.
La condición final 1 permite calcular la flecha máxima y la plantilla que se utilizará en
la localización de los postes y torres sobre el perfil topográfico.
La condición final 2 permite verificar el libramiento en caso de cruce con una línea
existente que pasa por debajo de ella.
La condición final 3 permite determinar la tensión máxima resultante, la cual se utiliza
para el.diseño de las estructuras y sus fundaciones.
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 3 9
Para el cálculo de las fechas se utilizan las mismas hipótesis además, de que se
simula un estado de sobrecarga continua en la línea.
Las condiciones son; temperatura igual a 45°C y no se considera carga debido al
viento.
Los dos procesos se implementarán de igual forma para el cálculo de tensiones y
flechas en el cable de guardia, aunque según las normas del Ex- 1NECEL, se puede
obviar el cálculo exacto y determinarlo de una manera aproximada.
2.10.3.2. Cálculo de la tensión y flecha del conductor o cable de guardia.
Para el cálculo de la tensión final del conductor o cable'de guardia se debe aplicar la
ecuación de cambio de estado, la cual hace una aproximación entre la verdadera
curva que forma el conductor (catenaria) y la parábola cuya ecuación es más
sencilla, lo que simplifica el desarrollo de la ecuación de los cálculos, dando por
supuesto resultados muy aproximados que son aceptables para el presente estudio.
La ecuación del cambio de estado es,
(2,o)
donde;
w : Peso del conductor o del cable de guardia ( o el peso aparente en caso
de sobrecarga por acción del viento (kg /m.mm2).
Qiy Qa : Temperaturas a las que puede estar sometido el conductor o cable de
guardia (°C).
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 40
E : Módulo de elasticidad del cable Kg /mm2
a1 : Coeficiente de dilatación lineal del conductor o cable de guardia (1/°C)
T, : Tensión inicial correspondiente a Q^kg)
T2 ; Tensión final correspondiente a Q2(kg)
Para el cálculo de la flecha del conductor o cable de guardia se utiliza la siguiente
expresión:
(2.21)V ;8T
donde:
f : Flecha del conductor o del cable de guardia (m)
a : Vano para el que se realiza el cálculo (m)
w : Peso del conductor (Kg/m).
T : Tensión final (Kg)
También en forma aproximada, se calcula la flecha del cable de guardia, mediante la
siguiente ecuación.
fcg = O.Qfc (2.22)
Donde:
fcg : Flecha del cable de guardia (m)
fe : Flecha del conductor (m).
Mediante la ayuda de ios programas computacionales existentes en Transelectric, se
obtuvieron los resultados los mismos que se presentan en las tablas 13, 14 y 15.
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 41
En la tabla 13, se observa los datos que son necesarios para el cálculo y los
resultados que se obtienen de resolver la ecuación de cambio de estado. De la
misma manera, se obtiene información de la tensión de los conductores para
condiciones de frío, máxima carga, caliente y emergencia para valores variables de
varios.
En la tabla 14, se tiene los cálculos de la catenaria para un vano de diseño dado en
la tabla y un gráfico con las cuatro curvas, para las condiciones de frío, máxima
carga, caliente y emergencia.
De la misma manera en la tabla 15, se presenta el resumen de los cálculos de las
flechas para las condiciones de frío, máxima carga, caliente y emergencia para
varios valores de vano.
Estas tablas facilitan la información para el trazado de la línea en el perfil topográfico.
2.10.3.3. Capacidad térmica del Conductor.
Para determinar la capacidad térmica del conductor, se utiliza la ecuación de
equilibrio térmico, el cual permite el determinar el diámetro mínimo por límite térmico
que el conductor debe cumplir, bajo las condiciones siguientes: la temperatura del
conductor no podrá ser superior a 80°C en estado permanente, la corriente máxima
admisible se calculará para la cota máxima de la línea con un viento de 0.61 m/seg,
efecto del sol, factor de emisividad de 0.5 y con temperatura de 12°C.
La ecuación es:
Q, + Q. = Q0+Qr (2.23)
donde:
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 42
Qj : Calentamiento por efecto joule (w/cm)
Qs : Calentamiento por radiación solar (w/cm)
Qc : Pérdidas de calor por conversión (natural y forzada) (w/cm)
Qr : Pérdidas de calor por radiación (w/cm).
Si se cumple la ecuación de equilibrio térmico, se asegura que la temperatura del
conductor, no sea superior a la temperatura de servicio recomendada.
Las pérdidas de calor por radiación, se calcula por,
Qr=7t*Em*S*d(T24-T1") (2.24))
donde:
O..
E
S
d
m
Pérdida de calor por radiación expresada en w/cm de longitud de conductor.
Emisividad del conductor2Constante de Stefan - Boltzman que es igual a 5.7 x 10 n-\vlcm
Diámetro del conductor, expresado en cm.
Temperatura del conductor expresada en °K
Temperatura del aire expresada en ° K
Las pérdidas por convección se deben a dos casos natural y forzada.
Las pérdidas de calor por convección y natural, se determinan mediante la siguiente
expresión:
Qc = 12.8 * 1CT4 * 0 • (d3 * 0J"233 (2.25)
Qc : Pérdidas por conexión natural en W/cm de longitud
0 : Elevación de temperatura del conductor en °C.
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRAKSMSIÓN 43
d : Diámetro del conductor en cm.
La convección forzada, se determina por;
Qc=13.8*10-4*9(Vefxd)a448 (2.26)
donde;
Qc : Perdidas de convección forzada expresada en W/cm de longitud de
conductor.
9 : Elevación de la temperatura en °C
d : Diámetro del conductor en cm.
Vef : Velocidad efectiva del viento en cm/seg.
La velocidad efectiva del viento se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:
Vef =V*5 (2.27)
Donde:
Vef : Velocidad efectiva del viento en cm/seg.
V : Velocidad mínima del viento en cm/seg.
6 : Densidad relativa del aire.
La densidad relativa del aire se puede determinar por:
5 = 0.383——— (2.28)273+ T1 V
Donde:
5 : Densidad relativa del aire
Pb : Presión barométrica del aire en mm Hg.
T1 : Temperatura del aire en °C
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMtSIÓN 44
Las pérdidas de calor por radiación solar se determinan por:
Q s =a*s 2 *d (2.29)
Donde;
Qs : Calentamiento por radiación solaren W/cm de longitud del conductor
a : Coeficiente de absorción solar
s2 ; Intensidad de radiación solar en W/cm2
d : Diámetro del conductor en centímetros
El calentamiento por efecto joule debido al paso de la corriente por el conductor se
determina por la siguiente expresión:
Q j = ! 2 - R (2.30)
Donde
QÍ : Calentamiento por efecto joule en W/cm de longitud de conductor.
1 : Máxima intensidad de corriente admisible en el conductor en amperios.
R : Resistencia del conductor a su temperatura máxima admisible en ohmios/ cm
de longitud de conductor.
La máxima corriente admisible del conductor se determina por
Pmáx (2.31)Jef*kV
Donde:
Pmáx '. Potencia máxima a transmitirse en MVA.
Nef : Número de conductores por fase.
KV : Voltaje nominal de transmisión entre fases en kV
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 45
La resistencia del conductor a su temperatura máxima admisible se determina por:
(2.32)
Donde
Ro : Resistencia del conductor a 60 Hz y a una temperatura de 25 °C.
p : Coeficiente de variación de la resistencia con la temperatura en 1/°C
T2 : Temperatura máxima admisible de conductor en °K
T1 ; Temperatura del conductor para una resistencia conocida en °K
La ecuación del equilibrio térmico es universal y sirve para determinar la capacidad
térmica del conductor que se ha seleccionado o a su vez se remplazara por otro.
El valor de la resistencia debe ser el correspondiente a corriente alterna. Para cables
que no tienen acero se puede usar el valor de la resistencia en comente continua,
para conductores tipo ASCR, el valor de la resistencia en corriente alterna es
superior al de corriente continua en cuanto a la temperatura los valores que se
utilizan son los que corresponden a la zona por donde atraviesa la línea y son
determinados por el EX- INECEL.
Los valores de la intensidad de la radiación solar, se dan en tablas de valores
calculados de acuerdo a datos suministrados por el Instituto Nacional de
Meteorología e Hidrología.
En el caso de conductores recientemente instalados esta en condiciones de perfecta
brillantes pero con el transcurso del tiempo se oxida, la cual depende de la atmósfera
en la que se encuentre el conductor. Para" el calculo se considera un factor de
emisividad de 0.5, el valor que corresponde a conductores en mediano estado de
envejecimiento. El coeficiente de absorción solar por idénticas razones se toma igual
al factor de emisividad es decir, igual a 0.5.
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRANSMSION 46
El conductor alcanza su máxima temperatura de diseño en pocas ocasiones, ya que
requiere de la coincidencia de todos los factores severos y que mantienen esa
temperatura únicamente en corto tiempo, en consecuencia, se puede usar como
temperaturas de diseño 100 °C o más. Sin embargo no se recomienda la operación a
temperaturas mayores a 80 °C.
De tal manera que de acuerdo con todos estos considerandos más la ayuda de las
ecuaciones y los programas digitales existentes en Transelectric los resultados se
presentan en la tabla 16, lo cual para el conductor seleccionado la información es
aceptable.
2.11. LOCALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS
Los cálculos eléctricos ayudan a conocer la posible operación de la línea, mientras
que las consideraciones del ambiente más información de características mecánicas
de los elementos a emplearse en la línea así como el más determinante el perfil
topográfico, ayudan al trazado de la línea y localización de las estructuras.
El perfil topográfico con la localización de las estructuras y características de trazado
de la línea se presentaron en el anexo 1.
En la tabla 17 se presenta el resumen de listado de las estructuras que se requieren
para la construcción de la línea, así como en el anexo 3 se presenta un diagrama a
manera de ejemplo de la estructura SG1, extractado de las normas para líneas de
subtransmisión publicado por el EX- INECEL
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 47
2.12 Lista de Materiales
En base al listado de las estructuras presentadas en le mineral 2.11, en la tabla 18,
se presenta el listado de los materiales a ser usados en las estructuras que
soportarán los conductores de la línea.
La tabla 19, presenta un resumen de la lista de los perfiles de las estructuras que se
requieren para el armado de las torres,
2.13 Presupuesto
El diseño de la línea de Subtransmisión Subestación Cayambe - Subestación La
Esperanza determina la elaboración de un presupuesto para ejecutar su construcción
el mismo que se resume en la tabla 20,21 y 22.
El costo total dei proyecto es de USD 504.737,00.
2.14 Tablas de Tendido
Como un aporte para la construcción de la línea se hicieron los cálculos para
preparar las tablas de tendido, la misma que se resume en las tablas desde la 23
hasta la 38. De igual manera se presenta en el anexo 4 la tabla de hipótesis de carga
de las estructuras.
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 49
Tabla 13
PASO 1 ECUACIÓN DE ESTADOFAVOR ESCRIBA LOS DATOS EN LAS CASILLAS GRISESLAS CASILLAS BLANCAS LAS CALCULA EL PROGRAMA
ZONACONDUCTOR TIPOE.D.S.% TENSIÓN DE RUPTURAVELOCIDAD VIENTO km/hVELOCIDAD MÁXIMA VIENTOVANO DISEÑO (ENTRE 300 - 500)TEMPERATURA ESTADO 0TEMPERATURA EN CALIENTEDELTA TEMPERATURATENSIÓN DE RUPTURA kgPESO UNITARIO kg/mMOD ELASTICIDAD inicial kg/mm2MOD ELASTICIDAD final kg/mm2SECCIÓN mm2DIÁMETRO DEL CABLE mmCOEF DILATACIÓN LINEAL 1/CLIMITE DE VANOSLIMITE SUPERIORLIMITE INFERIORINCREMENTO
FVUVMVT1T2tTRPOElEFADCDL
C1C2C
2partridge
180
60200124533
51000.54752008360
157.2316.3
0.0000195
110010050
ESTADOMIN TEMP MAX CARGA EMERGEN
-5 5 60
EFECTIVO VIENTO0.00 0.550.28 0.62
ECUACIÓN DE ESTADOVANO
100150200250300350400450500550
6006507007508008509009501000
TENSIÓNFRIÓ
1262.151180.701108.941056.311020.32995.85978.86966.73957.83951.13945.96941.91938.67936.05933.89932.09930.59929.31928.21
MAX CARGA1080.771068.891059.561052.921048.281045.021042.671040.951039.651038.661037.881037.261036,761036.361036.021035.731035.501035.291035.12
CALIENTE509.35613.68686.24737.89775.35803.03823.86839.79852.18861.96869.78876.13881.34885.66889.27892.32894.92897.15899.08
EMER420.41535.58619.25680.97727.12762.09788.93809.83826.32839.48850.13858.83866.01872.00877.05881.32884.98888.13890.85
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN 50
Tabla 14
PASO 2 CALCULO DE LA CATENARIA
TENSIÓN VANO DE DISEÑOPARÁMETRO a
ECUACIÓN Y = a(COSH(x/a)-1)
THa
FRIÓ1 686.003082.27
MAX CARGA1052.921924.89
CALIENTE686.241254.56
EMER680.971244.92
X
-400-375-350-325-300-275-250-225-200-175-150-125-100-75-50-250255075100125150175200225250275300325350375400
275
FRIÓ25.99122.84019.89317.15014,61112.27610.1448.2166.4914.9693.6512.5351.6220.9130.4060.1010.0000.1010.4060.9131.6222.5353.6514.9696.4918.21610.14412.27614.61117.15019.89322.84025.991
12.276
MAX CARGA41.71136.64431.90827.50223.42519.67716.25813.16510.4007.9605.8474.0602.5981.4610.6490.1620.0000.1620.6491.4612.5984.0605.8477.96010.40013.16516.25819.67723.42527.50231.90836.64441.711
19.677
CALIENTE64.30956.46449.13942.33236.04030.26124.99220.23115.97612.2258.9786.2323,9882.2420.9960.2490.0000.2490.9962.2423.9886.2328.97812.22515.97620.23124.99230.26136.04042.33249.13956.46464.309
30.261
EMER64.81656.90849.52542.66436.32230.49725.18620.38816.10012.3209,0486,2814.0182.2601.0040.2510.0000.2511.0042.2604.0186.2819.04812,32016.10020,38825.18630.49736.32242.66449.52556.90864.816
30.497
GRÁFICO CATENARIA
-275 -225 -175 -125 -75 -25 25 75 125 175 225 275 325 375 425 475
-
CAPITULO II DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN 51
Tabla 15
PASO 3 CALCULO DE LAS FLECHAS
PASO 4 CALCULO DE LAS TENSIONES
3,1 TENSIÓN MÁXIMA EN EL SOPORTE
FLECHAVANO
1001502002503003504004505005506006507007508008509009501000
FRIÓ0.541.302.474.056.038.4111.1814.3217.8521.7526.0230.6735.6941.0946.8653.0059.5166.4073.66
MAX CARGA0.631.442.584.065.878.0210.4913.3016.4419.9123.7227.8532.3237.1142.2447.7053.4959.6066.06
CALIENTE1.342.513.995.797.9410.4313.2816.4920.0624.0028.3032.9738.0143.4349.2155.3661.8968.7876.05
EMER1.632.874.426.288.4610.9913.8717.1020.6924.6428.9533.6438.6944.1149.8956.0562.5869.4876.75
FLECHA |f
TENSIÓN MAX TH
COLD1.30
MAX CARGA66.06
M1N1M TEMPSIN VIENTO
1181
MAX CARGACON VIENTO
1076
DIAGRAMA
PO
TENSIÓN NORMALPESO POR 1/2 VEL VIENTOPESO POR 1/4 VEL VIENTO
TPV1/2PV1/4
9180,140.070.02
0.560.550.55
TENSIÓN H MAX CARGA A1/2 PRESIÓN
10591/4 PRESIÓN
1053
FLECHA1/2 PRESIÓN
0.651/4 PRESIÓN
0.65
TENSIÓN H MEC MAX1/2 PRESIÓN
10591/4 PRESIÓN
1054
-
Ta
bla
16
O
ING
RE
SO
DE
DA
TO
SC
ALC
ULO
DE
LA
CA
PA
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