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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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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.
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TABLA #2
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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.
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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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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.
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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”
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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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
Distancia de fuga mínimas recomendadas para diferentes grados de contaminación (IEEE Std 1313.2-1999)
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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
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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:
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TABLA #6
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
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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.
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A continuación presentamos de manera general el diseño básico de una estructura
metálica de 230 KV:
FIGURA #2
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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.
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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)
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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
Por lo tanto la longitud de la cruceta es:
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
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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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Por lo tanto la longitud de la cruceta es:
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
Por lo tanto la longitud de la cruceta es:
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
Diseño de estructura metálica para provincia de Loja
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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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
[$/KWh]. En la Tabla 10 se muestra los costos de las pérdidas de energía en dólares
durante los 15 años y llevados al año presente. Al final de la tabla se muestra el costo
del conductor en los 115 Km de nuestra línea llevados también al presente, el cuál la
instalación de la primera línea se la hace al principio del primer año y la segunda
terna se la instala al inicio del quinto año. También en esta tabla se muestra el valor
del costo total en el presente año en millones de dólares.
El costo del interés al momento de llevar los costos al valor presente es de 12%.
De acuerdo a los cotos totales de cada conductor se comienza a hacer el análisis de
cual tiene el menor costo, y por lo tanto ese es el que hay que elegir, ya que nos va a
servir y nos va a rendir mejor.
24
TABLA # 9
Línea de Transmisión El Oro - Loja
Costo de pérdidas
CONDUCTOR MCM MCM MCM MCM MCM MCM MCM MCM
950 (18/19) 950 (30/7) 1000 (18/19) 1000 (30/7) 1100 (18/19) 1100 (30/7) 1200 (18/19) 1200 (30/7)
RTOTAL [Ω] 7,406 7,0495 7,038 6,7045 6,394 6,095 5,865 5,589
XL [Ω/Km] 0,2967 0,2967 0,2947 0,2947 0,2911 0,2911 0,2879 0,2879
XC[MΩ.Km] 0,1907 0,1907 0,1937 0,1937 0,1914 0,1914 0,1894 0,1894
AÑO
PERD.
ENERGIA
[$]
PERD.
ENERGIA
[$]
PERD.
ENERGIA
[$]
PERD.
ENERGIA
[$]
PERD.
ENERGIA
[$]
PERD.
ENERGIA
[$]
PERD.
ENERGIA
[$]
PERD.
ENERGIA
[$]
0 1203948,05 1145994,03 1144124,54 1089909,49 1039433,41 990826,81 953437,12 908569,49
1 1302190,21 1239507,14 1237485,11 1178846,11 1124251,18 1071678,28 1031237,59 982708,76
2 1408448,93 1340650,92 1338463,89 1275039,95 1215990,07 1159127,23 1115386,58 1062897,80
3 1523378,36 1450048,04 1447682,55 1379083,21 1315214,86 1253712,01 1206402,12 1149630,26
4 1647686,04 1568371,96 1565813,44 1491616,40 1422536,39 1356014,91 1304844,53 1243440,09
5 891068,61 848175,56 846791,91 806666,15 769307,68 733332,86 705659,92 672452,40
6 963779,81 917386,68 915890,13 872490,11 832083,19 793172,82 763241,77 727324,51
7 1042424,24 992245,43 990626,76 943685,30 899981,18 857895,73 825522,30 786674,19
8 1127486,06 1073212,66 1071461,91 1020690,02 973419,64 927900,02 892884,92 850866,81
9 1219488,92 1160786,82 1158893,20 1103978,32 1052850,68 1003616,66 965744,33 920297,54
10 1318999,22 1255507,02 1253458,88 1194062,96 1138763,30 1085511,78 1044549,07 995393,82
11 1426629,55 1357956,39 1355741,13 1291498,49 1231686,38 1174089,54 1129784,27 1076617,96
12 1543042,53 1468765,63 1466369,60 1396884,77 1332191,99 1269895,25 1221974,67 1164469,98
13 1668954,80 1588616,91 1586025,36 1510870,57 1440898,86 1373518,70 1321687,80 1259490,73
14 1805141,51 1718248,05 1715445,03 1634157,61 1558476,21 1485597,82 1429537,53 1362265,17
15 1952441,05 1858457,09 1855425,35 1767504,87 1685647,87 1606822,61 1546187,79 1473426,01
25
TABLA # 10
Línea de Transmisión El Oro - Loja
Costo de pérdidas
CONDUCTOR MCM MCM MCM MCM MCM MCM MCM MCM
950 (18/19) 950 (30/7) 1000 (18/19) 1000 (30/7) 1100 (18/19) 1100 (30/7) 1200 (18/19) 1200 (30/7)
AÑO PERD.
ENERGIA
[$]
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
𝐼𝐹 = 6 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠
100 𝐾𝑚 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜)
34
10.- SOBREVOLTAJE DEBIDO A UNA DESCARGA ATMOSFÉRICA
Consideremos la siguiente figura:
FIGURA #5
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Para la provincia de El Oro
𝐼𝐷 =2 ∗ 672.45
238.4= 5.64 𝐾𝐴
Para la provincia de Loja
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:
Para la provincia de El Oro
𝐿𝑜𝑔 𝑃 = 2 −56.4
60
𝑃 = 11.48%
𝑃𝐹 = 4 ∗ 11.48 = 45.93 ≅ 46
𝑃𝐹 = 46 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠
100 𝐾𝑚 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜)
Para la provincia de Loja
𝐿𝑜𝑔 𝑃 = 2 −81.7
60
𝑃 = 4.35%
𝑃𝐹 = 6 ∗ 4.35 = 26.09 ≅ 26
𝑃𝐹 = 26 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠
100 𝐾𝑚 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜)
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:
Para la provincia de El Oro
𝐿𝑜𝑔 𝑃𝜃 = 35 (√32.3
90) − 2
𝑃𝜃 =1.62 %
𝐼𝐹 = 64 ∗ (1.62
100) = 1.03 ≅ 1
𝐼𝐹 = 1 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠
100 𝐾𝑚 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜)
Para la provincia de Loja
𝐿𝑜𝑔 𝑃𝜃 = 45 (√36
90) − 2
𝑃𝜃 = 2.15%
𝐼𝐹 = 59 ∗ (2.15
100) = 1.27 ≅ 1
𝐼𝐹 = 1 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠
100 𝐾𝑚 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜)
39
Finalmente:
Nuevo Índice de Protección al Flameo
Para la provincia de El Oro
𝑃 = 11.48%
𝑃𝐹 = 1 ∗ 11.48 = 11.48 ≅ 12
𝑃𝐹 = 12 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠
100 𝐾𝑚 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜)
Para la provincia de Loja
𝑃 = 4.35%
𝑃𝐹 = 1 ∗ 4.35 = 4.35 ≅ 4
𝑃𝐹 = 4 (𝑓𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜𝑠
100 𝐾𝑚 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜)
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
Operación Normal de L/T El Oro - Loja
FIGURA # 7
Línea de Transmisión El Oro - Loja
Operación de Emergencia de L/T El Oro – Loja (Machala Out)
41
FIGURA # 8
Línea de Transmisión El Oro - Loja
Operación de Emergencia de L/T El Oro – Loja (Loja Outt)
42
TABLA # 14
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de Emergencia L/T El Oro – Loja (Loja Out)
AÑO POTENCIA TRANSFERIDA
(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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de Normal L/T Paute – Loja
AÑO POTENCIA TRANSFERIDA
(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
La Tabla # 18 se detalla la potencia transferida y la corriente a través de esta
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de Emergencia L/T Paute – Loja (Machala Out)
AÑO POTENCIA TRANSFERIDA
(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
La Tabla # 19 se detalla la potencia transferida y la corriente a través de esta
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de Emergencia L/T Paute – Loja (Loja Out)
AÑO POTENCIA TRANSFERIDA
(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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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
corriente de cortocircuito va a ser de 1666.18 [A] en esta subestación.
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)
Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C
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
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 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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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 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
Corriente de falla 2431,44 -93,1
En la tabla 24 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
las fases cuando existe una falla de fase a fase en la subestación Loja en donde la
corriente de cortocircuito va a ser de 2036.8 [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 de la subestación Loja.
56
TABLA # 24
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)
Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C
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
Corriente de falla 2036,8 -83,53
15.1.3 Falla trifásica
En la tabla 25 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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 0 0 0 0 0
LOJA 0,64269 0,64269 0,64269 98,55 -21,45 -141,45
[A] Angulo
Corriente de falla 2807,59 -3,1
En la tabla 26 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)
Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C
MACHALA 0,583 0,583 0,583 58,15 -61,85 178,15
LOJA 0 0 0 0 0 0
[A] Angulo
Corriente de falla 2351,9 6,47
57
15.1.4 Falla de dos fases a tierra
En la tabla 27 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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 1,28099 0 0 59,08 0 0
LOJA 1,14849 0,57737 0,67868 74,81 -21,56 -146,18
[A] Angulo
Corriente de falla 1375,31 152,49
En la tabla 28 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
las fases cuando existe una falla de dos fases a tierra en la subestación Loja en donde
la corriente de cortocircuito va a ser de 1271.8 [A] en esta subestación.
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)
Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C
MACHALA 1,09794 0,51641 0,65788 60,02 -66,93 174,96
LOJA 1,2428 0 0 76,74 0 0
[A] Angulo
Corriente de falla 1271,8 170,18
58
15.2 Análisis del año 15
15.2.1 Falla de una fase a tierra
En la tabla 29 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 2020.12 [A] en esta subestación.
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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 1,39472 1,12604 0 102,27 16,16
LOJA 1,36363 0,78545 1,14142 28,2 -101 131,95
[A] Angulo
Corriente de falla 2020,12 158,4
En la tabla 30 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
corriente de cortocircuito va a ser de 1993.15 [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 # 30
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)
Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C
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
Corriente de falla 1993,15 -56,27
59
15.2.2 Falla de fase a fase
En la tabla 31 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
las fases cuando existe una falla de fase a fase en la subestación Machala en donde
la corriente de cortocircuito va a ser de 2791.85 [A] en esta subestación.
Va a existir un bajo voltaje en las Fases B y C en la subestación Machala, además, un
sobre voltaje en las fases B y C en la subestación Loja.
TABLA # 31
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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 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
Corriente de falla 2791,85 86,58
En la tabla 32 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
corriente de cortocircuito va a ser de 2529.46 [A] en esta subestación.
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)
Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C
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
Corriente de falla 2529,46 -134,22
60
15.2.3 Falla trifásica
En la tabla 33 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
las fases cuando existe una falla trifásica en la subestación Machala en donde la
corriente de cortocircuito va a ser de 3223.75 [A] en esta subestación.
Va a existir un sobre voltaje en las fases A, B y C en la subestación Loja.
TABLA # 33
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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 0 0 0 0 0
LOJA 1,41603 1,41603 1,41603 24,8 -95,2 144,8
[A] Angulo
Corriente de falla 3223,75 176,58
En la tabla 20 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
corriente de cortocircuito va a ser de 2920.77 [A] en esta subestación.
Va a existir un sobre voltaje en las fases A, B y C en la subestación Machala.
TABLA # 34
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)
Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C
MACHALA 1,2422 1,2422 1,2422 -142,7 97,3 -22,7
LOJA 0 0 0 0 0 0
[A] Angulo
Corriente de falla 2920,77 -44,22
15.2.4 Falla de dos fases a tierra
En la tabla 35 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
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 1,30523 0 0 -123,02 0 0
LOJA 0,9292 1,45543 1,34735 12,7 -92,94 145
[A] Angulo
Corriente de falla 1424,44 -29,52
En la tabla 36 se muestran los diferentes valores de Voltaje en p.u. de cada una de
las fases cuando existe una falla de dos fases a tierra en la subestación Loja en donde
la corriente de cortocircuito va a ser de 1478.21 [A] en esta subestación.
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
Línea de Transmisión El Oro – Loja
Operación de falla L/T Machala – Loja (falla en Loja)
Name Phase Volt A Phase Volt B Phase Volt C Phase Ang A Phase Ang B Phase Ang C
MACHALA 0,84201 1,33633 1,21605 -126,08 96,44 -18,38
LOJA 1,26056 0 0 24,34 0 0
[A] Angulo
Corriente de falla 1487,21 117,63
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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
Línea de Transmisión El Oro - Loja
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.
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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.