Diseño línea transmisión 138 kV evacua energía hidroeléctrica

DISEÑO DE LA LINEA DE TRANSMISION A 138 KV

MEMORIA TECNICA

1.- INTRODUCCION

Se tiene previsto la construcción del proyecto hidroeléctrico -------, localizado en el sector
de Fátima, cantón --------, provincia ---------- de . La central hidroeléctrica será de pasada,
aprovechará las aguas del río ------ luego de la confluencia de los ríos ------ y ------, se
captará un caudal de 15 m3/seg., para obtener una potencia de 20.5 MW por medio de
dos unidades de generación, con turbinas tipo Francis que generan 10.25 MW cada una.
La energía producida debe ser evacuada al sistema nacional de transmisión, para lo cual
es necesaria la construcción de una línea de transmisión.

Actualmente existe la línea de subtransmisión a 69 kV que parte desde Loja hasta la
subestación ---------, que son de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional. Esta
subestación está ubicada aproximadamente a 10.0 Kms del proyecto --------, cuenta con
un transformador de 2.5 MVA para el suministro de energía a los cantones de ------ y
-------.

Considerando que en los cantones ------- y ------ existe un gran potencial hídrico, que
puede ser aprovechado para la instalación de nuevas centrales hidroeléctricas, se ha
creído conveniente que la energía generada por la central sea evacuada por una línea
de transmisión a 138 KV de una longitud de 87.07 Km, que se conectará al sistema
nacional de transmisión a través de la subestación ------- de propiedad de --------.

El voltaje de generación de la central hidroeléctrica será de 6.6 kV, para luego ser
elevado a 138 kV mediante una subestación que se ubicará junto a la casa de
máquinas. Desde esta subestación saldrá la línea de transmisión para conectarse al
sistema nacional de transmisión en la subestación -------.

Esta línea tendrá una longitud de 81.02 Km, será conformada por un circuito simple
trifásico, con conductores de aleación de aluminio tipo ACAR, calibre 750 MCM, que
serán montados a través de cadenas de aisladores sobre estructuras metálicas
(torres), las que a su vez se asegurarán con pernos y herrajes a las estructuras.

Para la protección contra descargas atmosféricas, en la parte posterior de las torres
metálicas, se instalará el hilo de guardia utilizando cable OPGW (Optical Ground Wire)
de 10 mm. de diámetro 12 fibras grado alta resistencia (4900 Kg de esfuerzo a la rotura).


Por esta línea inicialmente se evacuará una potencia de 20.5 MW que corresponde a la
generación de la central Fátima, teniendo capacidad para posteriormente dar paso a la
potencia que se genere en nuevas centrales que se puedan instalar, pudiendo llegar a
transmitir una potencia aproximada de 60 MW. Esta obra proyectada ayudará al
desarrollo de la zona Sur del país, generando fuentes de trabajo e ingresos para los
pobladores y por consiguiente mejorando sus condiciones de vida.

Se debe señalar que a través de la línea de transmisión aaaa - bbbb se evacuará la
energía limpia producida en centrales hidráulicas, caracterizada por ser energía
renovable y no contaminante, desplazando de esta forma a la generación térmica de
elevado costo para el país y que produce emisiones a la atmósfera, evitando de esta
forma el efecto invernadero y por consiguiente el calentamiento global del planeta.

2.- DESCRIPCION GENERAL DE LA RUTA

2.1.- UBICACIÓN DEL PROYECTO.

El proyecto se encuentra localizado entre los cantones ---- de la provincia de ------- . Parte
desde la subestación a construirse junto a la casa de máquinas de la central , hasta llegar
a la subestación ----- de propiedad de --------. En su recorrido cruza por las parroquias
------- y -------- pertenecientes al cantón ----------y por las parroquias, -------, -------, ---------,
------- y ------ de cantón -------.

El punto de partida está localizado en las coordenadas UTM E 0001 - N 91111.111 y la
llegada en Loja corresponde a las coordenadas E 0002 - N 2222.222 Las Altitudes son:
1.290 m.s.n.m. al inicio, 2.818 m.s.n.m. en el punto más alto y 2.223 m.s.n.m. a la
llegada a la subestación ------ de propiedad de -------.

Por la ubicación de la línea respecto a la altura sobre el nivel del mar, de acuerdo a la
normas para el diseño de líneas de transmisión utilizadas por Transmisión, corresponde a
la zona 2, por lo que se tomará en cuenta estas condiciones para el diseño.

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2.2. SELECCIÓN DE LA RUTA

Con la información disponible en las cartas topográficas, en primer lugar, se identificaron
las posibles alternativas para las rutas que sean factibles, desde el punto de vista
ambiental, social, técnico y económico. Posteriormente, se realizó una verificación en sitio
(campo) de las condiciones de las rutas preseleccionadas, hasta determinar la más
adecuada para la construcción de la línea desde el punto de vista social, ambiental,
técnico y económico. Esta actividad fue realizada tomando en consideración los criterios
de un equipo multidisciplinario de profesionales en ingeniería eléctrica, civil, geológica,
medio ambiente, componente social, arqueología.

Durante la selección de la ruta se determinaron dos tramos críticos, los cuales fueron
analizados con mayor detenimiento; el primero corresponde desde el sector “-------- ”
hasta el paso por la “Quebrada de --------” que es el límite entre el ------ y la “Reserva ---”,
llegando a establecer que la mejor opción se llevar la línea cercana a la carretera ----- – ,
ruta que tiene mayor longitud más ángulos, pero tiene la ventaja de que causa menores
impactos ambientales y además se facilita la construcción en lo que a acceso de
materiales y tendido de conductores se refiere.

El segundo tramo crítico corresponde a la entrada a la subestación ------ de propiedad de
-------, debido a que este sector corresponde al área urbana de la ciudad de ------. Para
este caso, la ruta va por la periferia de la ciudad y siguiendo la faldas del cerro -----, hasta
realizar un ángulo fuerte (71.86º) en el sector de Tierras -------, luego continúa siguiendo
por el margen de protección de una quebrada para no afectar terrenos urbanizables,
hasta finalmente llegar frente al patio de 138 kV de la subestación ---------.

Inicialmente por la parroquia --------, estuvo previsto pasar con la línea por la parte oriental
del cerro -------, pero debido a la oposición de la población se cambió la ruta hacia la parte
occidental de este cerro, variante que fue aceptada por los habitantes del sector,
realizando de esta forma mayor número de ángulos.

2.3. CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN DE LA RUTA

Para definir la ruta de línea técnicamente factible y minimizar los impactos al medio
ambiente durante las etapas de construcción, operación y mantenimiento, se
consideraron los siguientes aspectos fundamentales:

 Ubicar el trazado propuesto en lo posible lo más cercano a las vías existentes de
segundo o tercer orden o caminos vecinales, lo que facilitará acceder al sitio
donde se instalarán las estructuras con los materiales, herramientas y equipos.

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 Evitar en lo posible que la línea atraviese zonas pobladas o sobre viviendas.
 Evitar en lo posible que la línea pase por áreas con bosques nativos o plantados, a
fin de minimizar el desbroce de los árboles y especies nativas, por el derecho de
servidumbre para la construcción y mantenimiento.
 Seleccionar la ruta de forma que los puntos de implantación de las torres sean
sitios de geología estables, evitando cruzar por zonas de posibles deslizamientos.
 Disminuir al máximo los cruces con la línea de subtransmisión existente a 69 KV
entre la ciudad de ------- y ------.

 Tratar de que los tramos tengan alineaciones de mayor longitud posible, evitando
tener muchos ángulos a fin de reducir los costos de construcción.

 Garantizar la factibilidad técnica del proyecto desde el punto de vista de las
condiciones de clima, suelo, geomorfológicas, geológicas-geotécnicas y
paisajísticas de la zona.

2.4. DESCRIPCIÓN DEL TRAZADO DE LA LÍNEA

La línea de transmisión a 138 kV – ------ tendrá una longitud de 81.02 Km, partirá desde
la central ---- hasta la subestación ----- de propiedad de ------- En su recorrido, atravesará
en la mayor parte sectores rurales y una longitud corta será por el área urbana del sector
occidental de la ciudad de -------, que es donde se encuentra ubicada la subestación ------
de propiedad de --------. En el plano de implantación general.

En el trayecto, la línea atravesará inevitablemente terrenos del Parque Nacional ----- -, la
reserva privada “-------” y el sector occidental del bosque Protector de la --- de
-------cercano al cerro para lo cual, se tomarán las medidas más aconsejadas para
mitigar los impactos ambientales negativos que están incluidas en el Plan de Manejo
Ambiental.

Además, en su recorrido se tendrán cruces con alimentadores primarios trifásicos y
monofásicos a 13.8 kV, así como varios cruces con la línea de subtransmisión a 69 kV
----- – ---------. En el diseño se establecerá realizar los cruces dejando las distancias
mínimas de separación entre conductores establecidas en las normas, considerando
además de que la línea a 138 kV a construirse siempre pasará por encima de las otras.

La última estructura de la línea de transmisión ---- - -- (xxx), estará ubicada junto a la torre
final de la línea de transmisión ----- – ----------, es decir en la parte norte de la subestación
Loja de propiedad de Transmisión. Desde la estructura a ubicarse en el vértice ooo se
conectará la línea ----- - ----- con la subestación.

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Para la conexión de la línea a la subestación -----, en coordinación con ------- será
necesario realizar las ampliaciones en el patio de 138 kV, incrementando una nueva
posición con el equipamiento de control, protección y medición requeridos para ele efecto.

3.- CARACTERISTICAS GENERALES DE LA LINEA
3.1. CONDUCTOR

La línea de transmisión a 138 kV ------ – ------- será simple circuito, mediante conductor
desnudo de aleación de aluminio tipo ACAR, calibre 750 MCM. El tipo y calibre del
conductor fue determinado en base a un análisis técnico – económico, para lo cual se
considera una potencia inicial de 20 MW, dos años más tarde se transmitiría 40 MW y al
quinto año 60 MW, debido a que en el cantón ----- existe un gran potencial hídrico para la
instalación de nuevas centrales.

Las características del conductor a utilizar son las siguientes:

Tipo ACAR
Calibre 750 MCM
Composición 18/19
Diámetro (mm) 25,32
Sección total (mm2) 380
Resistencia (Ohm/Km) 0,0817
Peso (Kg/Km): 1.048
Tensión de rotura (Kg) 8.651
Módulo de elasticidad (Kg/mm2) 6.400
Coeficiente de dilatación lineal (1/ºC): 2,30E-05

Para atenuar las vibraciones se deben instalar amortiguadores del tipo stockbridge,
utilizando armaduras de protección en los puntos de suspensión de los conductores.

3.2. CABLE DE GUARDIA.-

Debido a la gran importancia de esta línea dentro del sistema eléctrico y para mejorar su
confiabilidad, se tiene previsto el apantallamiento mediante la instalación de un hilo de
guardia, que irá colocado en la parte posterior de las torres metálicas, de manera que el
ángulo vertical que se forme entre este y los conductores (ángulo de protección) no sea
mayor a 30°.

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El cable de guardia será del tipo OPGW de 10 mm. de diámetro 12 fibras grado alta
resistencia (4900 Kg de esfuerzo a la rotura).

De igual forma que para los conductores de fase, para amortiguar las vibraciones se
deberán instalar amortiguadores tipo stockbridge.

3.3. AISLADORES.-

Los aisladores a ser utilizados serán de porcelana o vidrio, del tipo suspensión, clase
ANSI 52-3, con resistencia electromecánica mínima de 15.000 libras, con acoplamiento
“socket ball”. El número de aisladores por cadena a utilizar será 13 en estructuras de
suspensión y 14 en estructuras de retención. El nivel básico de aislamiento (BIL) de la
línea será de 650 kV, por lo que el aislamiento debe considerar este aspecto.
Los aisladores deberán tener sus partes metálicas de material ferroso y estarán
protegidos adecuadamente contra la acción corrosiva de la atmósfera, mediante
galvanizado por inmersión en caliente.

3.4. HERRAJES Y ACCESORIOS.-

Estos elementos corresponden a aquellos necesarios para la fijación de los aisladores a
la estructura y al conductor, los de fijación del cable de guardia a la estructura y los
elementos de protección eléctrica. Todos estos elementos deberán ser de un material
resistente a la corrosión, que en forma general se limita al uso de materiales
galvanizados, serán de diseño adecuado a su función mecánica y eléctrica y deberán ser
prácticamente inalterables a la acción corrosiva de la atmósfera.

Los pernos, adaptadores, grilletes, grapas de suspensión y retensión para el hilo de
guardia, pernos U, adaptadores tipo “Y”, adaptadores tipo socket, rótulas y otros serán de
acero o de hierro protegidos contra la corrosión mediante galvanizado por inmersión en
caliente. Los materiales deben ser de tal manera que no se presente peligro de
destrucción por corrosión galvánica.

Las uniones de los conductores y del cable de guardia serán del tipo compresión.

Las grapas de suspensión y anclaje para ser usadas con el cable de guardia (OPGW),
serán hierro galvanizado.

Las grapas de suspensión y de anclaje para los conductores serán construidas con el
cuerpo de aluminio, los pasadores y los elementos de ajuste serán de acero galvanizado.

Las grapas de retención (anclaje) serán del tipo compresión y la resistencia de estos
elementos será igual o superior a la resistencia electromecánica de los aisladores
utilizados. En las grapas de suspensión, los conductores estarán protegidos mediante
varillas de armar.

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Tanto los aisladores como los accesorios de sujeción a la estructura, deberán ser
diseñados de forma que puedan ser reemplazados usando equipo convencional para
trabajo en línea energizada.

3. 5. TORRES.-

Se utilizarán torres autosoportantes de acero galvanizado, de forma tronco piramidal,
construidas por perfiles de acero galvanizado resistente a la corrosión, apernados entre
si. Cada torre tendrá su conexión eléctrica a tierra como medida de protección.

Las torres serán diseñadas de modo que no se presenten deformaciones permanentes
en sus elementos metálicos. Será de diseño 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 de diseño.

La altura de las torres está en función de las distancias de seguridad de los
conductores con respecto al suelo. el tipo de torre y la altura al punto de amarre del
conductor más bajo.

Las torres serán construidas con los siguientes elementos: peineta protectora contra
pájaros, en el extremo superior de las crucetas; dispositivos de protección antitrepado
en cada una de las partes de la estructura, para evitar que personas no autorizadas
suban a la estructura; y escalones para trepado, para facilitar la subida al personal que
realice la construcción y el mantenimiento de la línea.

Se prevé considerar en el diseño de las torres el uso de extensiones de ladera (patas)
de diferentes longitudes, con el objeto de aprovechar los desniveles naturales del
terreno y/o poder alcanzar mayores alturas entre el suelo y el punto de suspensión o
retención del conductor para vencer obstáculos naturales.

El número de torres a utilizar en la línea es de 143, por lo que el vano promedio de la
línea es de 566.6 m. El diseño de las torres se indica en los planos de anexo 21, en
tanto que en el siguiente cuadro se detalla en número de cada tipo de estas

TIPO CANTIDAD
SL2-1 45
SP2-1 57
AL2-1 28
AR2-1 13

3.6. FUNDACIONES.-

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Para el armado de las torres metálicas, se utilizarán fundación normal de zapata de
hormigón armado, en donde los suelos presenten una capacidad soporte admisible
mayor o igual a 0.5 Kg/cm2. En terrenos cuya capacidad de soporte sea inferior a 0.5
Kg/cm2, se utilizarán fundaciones con pilotes.

De los recorridos realizados para la determinación de la ruta del trabajo de supervisión
del levantamiento topográfico, se pudo observar que los terrenos por donde atraviesa
la línea no son pantanosos ni indundables, por lo que se estima que la capacidad de
soporte será superior a 0.5 Kg/cm 2, sin embargo esto será verificado luego de que se
realicen los estudios geotécnicos en los sitios de implantación de las torres.

Las fundaciones serán realizadas de forma que no se presenten deformaciones
permanentes en los elementos de la torre. Serán diseñadas para que puedan resistir
todos los esfuerzos a los que estará sometida la estructura con los factores de
sobrecarga establecidos en la norma, con un factor de seguridad adicional mínimo del
40% para el arrancamiento y del 20% para otras reacciones

3.7. PUESTA A TIERRA.-

El hilo de guardia y las torres serán puestas a tierra, para lo cual se utilizará cable
acero enchapado en cobre (cable copperweld) 3#8 AWG y varillas copperweld de 2,4
m de longitud por 5/8" de diámetro.

El cable de cobre desnudo será de 7 hilos, tipo semi duro, calibre # 2 AWG, será
fabricado en base a las normas ASTM B2, B3 y B8 o similares. Las varillas copperweld
estarán protegidas contra la oxidación por una capa exterior de cobre
permanentemente fundida al alma de acero de 254 micras de espesor, deberán
contener el conector fijo y será de cobre con perno para ajustar al conductor de puesta
a tierra.

Se deberá verificar que la resistencia de puesta a tierra a pie de torre, utilizando los
materiales indicados, no sobrepase el valor de 10 ohmios. De requerirse, en la
construcción se podrá incrementar el número de varillas, si es que la resistividad es
muy elevada.

3.8. AVISOS DE PELIGRO Y NUMERACIÓN.-

Se colocarán los avisos de peligro en todas las estructuras de la línea. El aviso deberá
llevar una instrucción que diga “PELIGRO DE MUERTE – ALTA TENSIÓN”. Además,
para identificación todas las estructuras serán numeradas, lo que facilitará su
localización.

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4. CALCULO MECANICO.

4.1. ESTADOS A CONSIDERAR.

Según las normas del ---- para líneas de transmisión a 138 KV., las que son aplicadas
por Transmisión, se definen dos zonas que son:

Zona I: que corresponde a la parte baja del territorio nacional hasta una altura de 1000
m.s.n.m.

Zona II: que corresponde básicamente a la meseta andina y comprende terrenos desde
los 1.000 hasta los 3.500 m.s.n.m.

De acuerdo con esta clasificación, la línea de transmisión ----- - ------ objeto del presente
estudio, se ubica en la zona II, por lo tanto el estudio se realizará con los parámetros
definidos exclusivamente para este tipo de zona.

De acuerdo a la normas del ------- para el cálculo mecánico se consideran los siguientes
estados climatológicos:

Estado I.- Este estado corresponde a la mínima temperatura, define la flecha mínima de
los conductores y cables de guardia, al igual que una de las condiciones para definir la
tensión máxima de los conductores y cables de guardia. Las condiciones para el cálculo
son:

 Zona II
 Temperatura: -5° C
 Viento: 0 Km/h

Para este estado, se recomienda que la tensión mecánica del conductor no exceda el
33% de la tensión de rotura, en tanto que para el hilo de guardia la tensión máxima
debe ser máxima el 30% de la tensión de rotura. Estos aspectos deberán ser verificados
en los resultados que se obtengan del cálculo mecánico, al aplicar la ecuación de
cambio de estado.

Estado II.- Define una condición de máxima carga mecánica de los conductores y cable
de guardia; pero no asegura una condición de flecha máxima. Las condiciones para el
cálculo mecánico son:

 Zona II
 Temperatura: 5° C
 Viento: 90 Km / h

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Los porcentajes de las tensiones máximas admisibles, son iguales a las señaladas en el
estado I.

Estado III.- Corresponde a la condición de operación normal de la línea, conocido como
el estado de todos los días o "EDS" (EVERY DAY STREES), es el que define las
tensiones y flechas normales, tanto para los conductores de fase como para el cable de
guardia. Las condiciones que se aplican para el cálculo son:

 Zona II

Para la aplicación de la ecuación de cambio de estado para el cálculo de tensiones, se
establece al estado III como de condiciones iniciales, con lo que se llegan a determinar
los valores para el resto de estados. Para este proyecto, la tensión mecánica de partida
en el estado III (EDS), se establece para los conductores en el 20% de la tensión de
rotura, valor que corresponde a 1.730 Kg.

Estado IV.- Define la flecha máxima y tensión mínima de los conductores y cables de
guardia, corresponde a la máxima temperatura. Las condiciones de cálculo para este
estado son:

 Zona II

4.2. CALCULO MECANICO DE LOS CONDUCTORES Y CABLE DE GUARDIA

Los conductores y cable de guardia a utilizar en la construcción de la línea de
transmisión ----- – -------, cambian el valor de la tensión horizontal de acuerdo a las
condiciones de temperatura y viento, comportamiento que es evaluado por medio de la
ecuación de cambio de estado, que confronta dos fenómenos físicos de dilatación
térmica y comportamiento elástico que se dan el los conductores.

Para el cálculo de las tensiones mecánicas y flechas a los que están sometidos los
conductores e hilos de guardia, se utiliza la ecuación de cambio de estado, la cual vene
expresada por la siguiente fórmula:

T23 + K1T22 − K 2 = 0
De donde K1 y K1 vienen dados pos las siguientes expresiones:

10


V 2 P 2 AE
K1 = ESα (t 2 − t1 ) − T1 + 1
24T12

V 2 P22 AE
K2 =
24

Donde:

T2 = Tensión mecánica final del conductor (Kg)
T1 = Tensión mecánica inicial del conductor (Kg)
E = Módulo de elasticidad (Kg/mm2)
S = Área de la sección transversal del conductor (mm2)
α = Coeficiente de dilatación lineal (1/ºC)
t1 = Temperatura inicial del conductor (ºC)
t2 = Temperatura final del conductor (ºC)
V = Vano (m)
P1 = Peso del conductor (Kg/m)
P2 = Peso del conductor más la carga de viento o hielo (Kg/m)

El método para el cálculo de la ecuación de cambio de estado utilizado es el de Newton
Rhapson, en donde:

f (Xi)
X i +1 = X i −
f ´( X i )
Es decir que:

3 2
X i + K1 X i − K 2
X i +1 − X i = 2
= ∆X
3 X i + 2 K1 X i

La solución de la ecuación es X i + siempre que ∆X < 10 −3
1

Tomando como condiciones iniciales a las correspondientes al estado III (EDS), se
calculan los valores de tensiones finales para los restantes estados para los conductores
e hilo de guardia, considerando los vanos reguladores correspondientes a los distintos
tramos del proyecto. Los valores se indican en las tablas del anexo 3.

Las flechas de los conductores e hilo de guardia se determinan mediante la siguiente
fórmula:

V
f = a (cosh −1)
2a

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De donde:

f = flecha del conductor (m)
V = Longitud del vano en metros (x/2)
a = Parámetro de la línea en metros

T
a=
P

T = Tensión a la que está sometido el conductor (Kg)
P = Peso del conductor (Kg/m)

Los resultados del cálculo de flechas para los diferentes estados se indican en las tablas
del anexo 3.

4.3. CONDICIONES A LAS QUE ESTAN EXPUESTAS LAS ESTRUCTURAS.

Las estructuras (torres) están expuestas a cargas transversales, verticales y
longitudinales, las que se detallan a continuación:

4.3.1. Cargas transversales:

a.- Presión del viento: La presión del viento sobre los conductores, hilo de guardia y la
estructura viene dado los la siguiente fórmula:

v2
pv = kc
16

Donde: k = 2 para estructuras y aisladores, k = 1 para conductores e hilo de guardia.
c = coeficiente de presión dinámica = 1.1
v = velocidad del viento en m/seg.

La carga que debe soportar la estructura está dada por la siguiente fórmula:

Tv = p v L vφ

Tv = Carga sobre la estructura debida al viento (Kg)
pv = Presión del viento sobre el conductor (Kg/m2)
Lv = Longitud del vano viento (m), que es igual a la semisuma de los vanos adyacentes.
φ = diámetro del conductor (m).

b.- Carga angular: Si una estructura se encuentra en un ángulo de línea, tendrá una
carga debido a la tensión mecánica del conductor que es igual a:

12


α
T = 2T0 sen
2

Donde: T0 = Tensión de tendido del conductor.
α = ángulo de la línea.
4.3.2. Cargas verticales:

Las torres estarán soportando el peso del los conductores e hilo de guardia, de los
aisladores y herrajes, siendo igual a:

V = Po L p +V1 +V2

P0 = Peso del conductor por unidad de longitud (m)
Lp = Longitud del conductor comprendido entre los puntos más bajos de los vanos
adyacentes a la estructura. Este es el llamado vano peso en metros.
V1 = Peso de los aisladores (Kg)
V2 = Peso de los herrajes y amortiguadores (Kg)

4.3.3. Cargas longitudinales:

Estas cargas se deben a los comportamientos elásticos de los conductores y sus
propiedades de dilatación térmica.

Su valor está determinado de acuerdo a la diferencia de longitudes de los vanos
adyacentes a la estructura. Esto es, si los vanos adyacentes son iguales, no existirá
carga longitudinal; pero si son diferentes, a medida que cambie la temperatura del
conductor, la estructura deberá soportar un desequilibrio longitudinal. Para obtener los
valores de estas cargas mecánicas se requiere resolver la ecuación de cambio de
estado para distintas temperaturas.

4.3.4. Cargas eventuales:

a.- Sobrecarga vertical: Considerando las actividades de montaje y mantenimiento, las
estructuras se han diseñado para que una cruceta cualquiera de ellas (brazos) pueda
soportar adicionalmente a las cargas verticales, el peso del conductor correspondiente a
su peso.

b.- Rotura del conductor: Las estructuras de retención están diseñadas para que las
crucetas soporten en el caso de una eventual rotura del conductor, es decir que deberá
soportar una carga longitudinal correspondiente a la tensión mecánica máxima del
conductor.

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4.3.5. Factores de seguridad

Para el diseño mecánico de las torres a instalar en la línea, a las cargas descritas en
anteriormente se aplican los siguientes factores de seguridad:

Para cargas debidas al viento: 1.5
Para cargas normales debido al ángulo y al peso: 1.4
Para cargas eventuales: 1.2

5. ESTRUCTURAS DE SOPORTE.

5.1. CONSIDERACIONES GENERALES.

Las estructuras, deberán ser capaces de sostener a los conductores, crucetas,
aisladores, etc. y además resistir la acción de las fuerzas longitudinales, transversales y
verticales ejercidas por los conductores, cables de guardia y la acción del viento, de
acuerdo a lo indicad en los numerales anteriores.

Las torres que se utilizarán fueron seleccionadas teniendo presente factores como el
vano que deben soportar, el ángulo de la línea, condiciones del terreno, etc. Las
estructuras (torres) están diseñadas para ofrecer la resistencia mecánica apropiada, la
separación entre conductores y la distancia libre entre el suelo y el conductor más bajo.

Para el dimensionamiento de las torres a utilizarse en la línea, se definió previamente los
siguientes parámetros:

 Estados climatológicos
 Niveles de asilamiento
 Conductor económico
 Ruta de la línea de transmisión

5.2. SEPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES.

Debido a la oscilación de los conductores, estos deben guardar restricciones límites en
cuanto al vano adyacente y en cuanto a la inclinación de la cadena debido al viento.

La separación mínima entre conductores fija el vano máximo que puede tener una
determinada estructura y, la norma del ----- establece valores mínimos de separación

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entre conductores para los vanos máximos. Este ha sido uno de los principales criterios
para determinar la geometría de las estructuras.

Distancia entre fases

La distancia mínima admisible entre fases en el centro del vano se calcula de acuerdo
a la siguiente expresión:

kV
D ff = k f + Lc +
150δ Donde:

Dff = Distancia horizontal entre fases (m)
k = 0,75 para separación vertical
0,65 para separación horizontal
f = Flecha del conductor en metros calculada a 45° C de temperatura y sin viento,
correspondiente al vano máximo hacia cualquier lado de cada tipo de
estructura.
Lc = longitud de la cadena de aisladores en metros, en caso de anclaje l c = 0
kV = Voltaje entre fases (kV).
δ = densidad relativa del aire.

Angulo de la cadena

Al actuar el viento sobre el conductor este se inclina dependiendo de la relación:

Lv
tgθ = k
Lp

θ = ángulo de inclinación de la cadena
k = relación entre el peso unitario del viento sobre el peso unitario del conductor
Lv = Longitud del vano viento
Lp = Longitud del vano peso.

Distancia del conductor a la estructura

La distancia mínima de los conductores a la estructura, tomando en consideración el
ángulo de la cadena, de determina por:

V ff
Dc = 0.1 +
150

Distancia entre conductores y cables de guardia

La distancia vertical del cable de guardia al conductor más alto depende del ángulo de
apantallamiento y viene dado por la siguiente fórmula:

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D ff
Dhg = − Lc α = ángulo de apantallamiento.
tgα

5.3. ELECCIÓN DE LAS ESTRUCTURAS.

Para el presente proyecto se definieron 4 tipos de estructuras, siendo las siguientes:

Suspensión liviana.- A usarse para sitios en alineación y ángulos hasta de 2°,
destinadas a mantener el conductor dentro de cada una de las alineaciones a la altura
requerida. Está será la que más se utilizará.

Suspensión pesada.- Para sitios en alineación cuyas solicitaciones no se pueden
cumplir con las torres de suspensión liviana, pudiendo ser utilizadas en ángulos de
hasta 6°.

Anclaje liviano.- Para ser usada en sitios donde el ángulo de deflexión de la línea está
entre 7° y 25°.

Anclaje pesado.- Se utilizarán este tipo de torres en los casos en que el cambio de
dirección de la línea es mayor a 25° y para estructuras terminales. El diseño de este
tipo de torres es tal que permita fuertes cargas transversales.

La definición del tipo de estructuras fue determinada por los siguientes parámetros:

 Vano viento
 Vano peso
 Vano adyacente
 Ángulo de la línea
 Ángulo de inclinación de la cadena.

En base a lo indicado, se precedió a la selección de los tipos de estructuras (torres) a
utilizar en la línea, las que señalan. se indica las cargas a las que están sometidas
cada uno de los tipos de estructuras.

6. LOCALIZACION DE ESTRUCTURAS DE SOPORTE.

6.1. DISTANCIAS DE SEGURIDAD

La altura de las estructuras y su ubicación, será la necesaria para que los conductores
con su máxima flecha vertical, no puedan ser accesibles sin medios especiales desde

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el suelo, viviendas ni otros lugares generalmente accesibles a las personas; es decir,
que se debe cumplir con las distancias mínimas de seguridad, siendo las que a
continuación se detallan.

Para la determinación de las distancias de seguridad se considera la zona 2, por
cuanto el recorrido de la línea es sobre terrenos que están a alturas superiores a 1000
metros sobre el nivel del mar.

Distancias mínimas del conductor al suelo

La distancia mínima del conductor al suelo viene determinado por:

V ff
Ds = 5,3 +
150

Para el presente proyecto se ha fijado como distancias mínimas las siguientes:

 Terreno normal poco transitado: 6.8 m
 Terrenos transitados y caminos de segunda importancia: 8.3 m
 Caminos de primera importancia (carretera ---- – -----): 9,5 m

Distancias mínimas en cruces con líneas existentes

La línea de menor tensión será considerada de baja tensión, es decir que la línea de
transmisión a 138 kV deberá pasar siempre por encima de los alimentadores primarios
y de la línea de subtransmisión a 69 kV que va desde ----- hasta ------.

La distancia mínima viene dado por la fórmula 1.5 + (Vff/150), en donde Vff es la
tensión nominal en KV de la línea inferior, sin embargo para este proyecto las distancias
verticales mínimas admisibles en cruces con las líneas a 13.8 kV, 22 y 69 kV se
establecieron en los siguientes valores:

 Cruce con líneas a 13.8 kV: 2.5 m
 Cruce con líneas a 22 kV: 2.7 m
 Cruce con líneas a 69 kV: 3.2 m

Se considera que la línea inferior está a la temperatura ambiente y para la línea a 138
kV (superior), la flecha máxima final corresponde a la condición de transmisión de la
potencia de emergencia de la línea.

Distancias mínimas horizontales

17


Para la ubicación de estructuras, las distancias mínimas horizontales consideradas
desde las estructuras (torres) a ser ubicadas para la línea de transmisión a 138 kV, con
respecto a caminos y otros son las que a continuación se señalan:

Canales de regadío: 6 metros
Caminos de segunda importancia: 15 metros
Caminos importantes: 30 metros
Líneas de 13.8 kV: 10 m. de las estructuras o conductores
Líneas de comunicación: 10 m. de las estructuras o conductores
Líneas a 69 kV: 30 m. de est. y 20 m. de conductores
Ríos sin peligro de sofocación: 50 metros.

La distancia horizontal será medida desde el centro de la estructura al punto más
próximo de obstáculo señalado.

Aproximación con árboles

La distancia entre partes bajo tensión y árboles situados debajo y lateralmente a la
línea, en los cuales existe la posibilidad de escalamiento por trabajos de explotación
(por ejemplo frutales), deben alcanzar por lo menos a 3.7 metros con conductores
inclinados con viento.

La distancia entre las partes bajo tensión de la línea y árboles situados por debajo y
lateralmente a la línea, en los cuales no exista la posibilidad de acceso por trabajos de
explotación, debe alcanzar por lo menos los siguientes valores: 2.7 metros para
árboles debajo y conductores no inclinados, 1.2 metros para árboles al costado y
conductores inclinados.

6.2. CRITERIOS PARA LA LOCALIZACION DE ESTRUCTURAS

Los criterios que se tomaron en consideración para la ubicación de estructuras son los
siguientes:

 Que el número total de estructuras sea el menor posible, procurándose al mismo
tiempo, reducir a un mínimo el número de estructuras de alturas diferentes, de
aquellas escogidas como básicas.

 Evitar, siempre que sea posible, el uso de estructuras especiales, tratando de
resolver el problema, con el uso de estructuras normales.

 Procurar uniformizar la distribución de estructuras, de forma que se obtengan
vanos del mismo orden. Se trató de evitar vanos adyacentes muy desiguales,
haciéndose un estudio para cada caso en particular.

18


 Se buscó ubicar estructuras en las cumbres de las lomas, en terrenos ondulados
y montañosos.

 Se evitó la ubicación de las estructuras cerca de ríos, quebradas, carreteras,
caminos de acceso, viviendas y puntos inestables.

6.3. LOCALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS EN EL PLANO.

Para la localización de las estructuras en el perfil, se dibujan las plantillas en base a la
ecuación de la catenaria anteriormente indicada, luego se pasa sobre el perfil con el
objeto de realizar la distribución de las mismas, utilizando las escalas 1:2500 horizontal y
1:500 vertical.

Las plantillas elaboran para cada vano regulador, considerando la máxima flecha que
puede tomar el conductor (curva máxima), que corresponde al estado IV, con lo cual se
definirá la altura mínima que quedará entre el conductor y el suelo.

Una vez ubicados todos los puntos de apoyo, con el objeto de determinar que no se
tengan tiros hacia arriba en las estructuras ubicadas en las partes bajas del perfil, se
elabora la curva de mínima flecha o curva fría, correspondiente a las condiciones del
estado I, la cual se coloca entre cada tres apoyos (dos vanos) y se verifica que esta
curva no esté sobre el apoyo intermedio.

En el anexo 4 se indica las estructuras utilizadas y altura al punto de amarre. El detalle y
la cantidad de amortiguadores a instalar se indican en el anexo 5. En los planos del
anexo 20 se muestra la distribución de las estructuras en el perfil.

6.4. VANOS MEDIO, GRAVANTE Y REGULADOR.

Vano Medio.

Es la media aritmética de los vanos adyacentes, y se calcula por:

Va + Vb
Vm =
2

Donde: Vm = Vano medio (m)
Va = Vano anterior (m)
Vb = Vano posterior (m)

Vano Regulador.

19


En un tramo, las cadenas de suspensión no pueden absorber las diferencias de tensado,
por las diferentes longitudes, desniveles y cambios de temperatura de sus diferentes
vanos. Por esto, se admite las tensiones de los conductores iguales en todos los vanos,
al de un vano teórico que se conoce como "Vano Regulador".

La tabla de regulación se calcula de tal manera que la tensión de los cables sea
uniforme a lo largo del tramo.

Este vano regulador viene dado por la expresión:

n

∑V n
3

Vr = 1
n

∑V
1

Vano Gravante o Vano Peso.

Es la longitud del vano considerada para determinar la acción del peso que los cables
transmiten al apoyo, y representa la distancia vertical que hay entre los vértices de las
catenarias de los vanos contiguos al apoyo.

Existen fórmulas para el cálculo aproximado del vano peso, pero en el presente proyecto
de determinó directamente del dibujo de la catenaria, con lo que se logra mayor
precisión.

El vano gravante para estructuras de suspensión se calcula mediante:

H H 
V g = Vm + P a + b
V 

 a Vb 

Siendo: Vg = Vano gravante
Vm = Vano medio
P = Parámetro en frío del tramo
Ha= Diferencia de altura entre los puntos de amarre del conductor de la
estructura y su contigua anterior
Hb = Diferencia de altura entre los puntos de amarre del conductor de la
estructura y su contigua posterior

Para estructuras de retención y terminales, se deben considerar los vanos gravantes
hacia adelante y atrás:

Va H  Vb H 
Vga = + Pa  a
V 
 V gb = + Pb  b
V 

2  a  2  b 

20


Vg =Vga +Vgb

Donde: Vga = Vano atrás
Vgb = Vano adelante
Vg = Vano gravante total

6.4. CALCULO DE TENSIONES MECANICAS Y FLECHAS PARA TENDIDO.

En base a los vanos reguladores y gravantes, se procedió a calcular las tensiones
mecánicas y flechas para el tendido de conductores. Se cálculo se realizó para
diferentes temperaturas y los resultados se indican el los cuadros de los anexos 8 y 9.

7. CALCULO DE PUESTA A TIERRA Y PARAMETROS ELECTROMAGNETICOS.

7.1 RESISTIVIDAD DEL SUELO.-

Las propiedades eléctricas del suelo son en sí mismas de interés e importancia, tal es el
caso de la resistividad, factor determinante en la resistencia de cualquier electrodo a
tierra. Es también de interés el estudio de la resistividad en si mismo y en la forma en que
esta varía, con el propósito de obtener la información necesaria de la naturaleza del
subsuelo.

Los principales factores que determinan la resistividad del suelo son:

 Tipo de suelo.
 Composición química de las sales disueltas.
 Contenido de humedad.
 Efecto de la temperatura.
 Tamaño y distribución del grano del material.
 Compactación y Presión.

Para el diseño de la puesta a tierra, se efectuaron mediciones de la resistividad a lo largo
del eje de la línea, obteniéndose de esta forma una gráfica de la resistividad del terreno
en función de la distancia. Los valores de las mediciones realizadas se indican en el
anexo 10 y la curva del perfil de resistividad en el anexo 11.

7.2 RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA.-

La estructura física de los electrodos de una toma a tierra puede presentar diferentes
configuraciones, según sea el caso. Puede constar de una placa enterrada o una varilla
hincada en el terreno, o de un conjunto de varillas enterradas e hincadas en el terreno.

21


Los conductores de conexión a tierra serán de cobre desnudo, de calibre # 2 AWG, 7
hilos.

De acuerdo a las normas del ----- y que son aplicadas por -------, se debe limitar la
resistencia de puesta a tierra a 20 Ω como máximo. Para lograr tal objetivo, y debido a los
diferentes valores de la resistividad del terreno, se utilizará las diferentes disposiciones de
toma a tierra, para conseguir dicha resistencia exigida por la norma.

7.3 DISPOSICION Y CALCULO DE LA PUESTA A TIERRA.-

Los tipos más utilizados de puesta a tierra son:

 Varillas verticales.
 Contrapeso o antena.
 Anillo.
Se seleccionará uno de estos tipos de puesta a tierra, de acuerdo al valor obtenido de
resistividad durante las mediciones realizadas.

7.3.1. Varillas verticales:

El valor de la resistencia de puesta a tierra está dada por:

σ 2L
R= ln
2πL A

Siendo:

R = Resistencia de puesta a tierra en ohmios (Ω)
σ = Resistividad en ohmios.m ( Ω.m)
L = Longitud de la varilla en m.
A = Radio equivalente de la varilla en m.

En las siguientes figuras se presentan las diferentes combinaciones que se pueden dar:

Una sola varilla:

A=a

Dos varillas:

s
A = as

22


Tres varillas:
s
s s
A = 3 as 2

s
Cuatro varillas:

s A =4 2as 2
s

a = radio de cada varilla (m).
A = radio equivalente de las varillas en m.
s = separación entre varillas en m.

7.3.2 Contrapeso o antena:

σ  2L 
R=  ln −1
πL  4ad 

Para d « L, donde:

L = Longitud del conductor en m.
a = Radio del conductor en m.
d = Profundidad de enterramiento en m.

7.3.3 Configuración en Anillo.- Válida para una para una profundidad mayor a 0.5
metros

σ 4D
R= ln
6.6 D r

Siendo:

D = Diámetro del anillo (m)
r = Radio del conductor del anillo (m)

El cuadro del anexo 10 se presentan los valores de resistividad medidos y los para
diferentes opciones de sistemas de puesta a tierra, de acuerdo al siguiente detalle:

23


 Para 1, 2 3 y 4 varillas copperweld de 3.6 metros de longitud y 19 mm de diámetro,
separadas 15 metros entre si.

 Contrapeso con cable acero enchapado en cobre (cable copperweld) 3#8 AWG y
una longitud de 50 metros, enterrado 80 centímetros.

 Anillos con cable acero enchapado en cobre (cable copperweld) 3#8 AWG y un
diámetro de 30 metros.

Como se puede observar, la resistividad no es uniforme a lo largo de la ruta de la línea,
teniendo valores elevados en los sitios rocosos y bajos en terrenos húmedos con cultivos.
Para que la resistencia cumpla con la norma, se puede emplear las diferentes opciones
de puesta a tierra indicadas; sin embargo, hay sectores en los que será necesario realizar
tratamientos al terreno o realizar mallas de puesta a tierra, aspecto que será definido
durante la etapa de construcción.

7.4. CALCULO DE PARAMETROS ELECTROMAGNETICOS.-

Con los datos del conductor y cable de guardia, y conociendo la configuración de los
mismos sobre las estructuras, se procedió a calcular las impedancias de secuencia
positiva y cero, conforme se señala en el anexo 12.

8. PRESUPUESTO CRONOGRAMA DE EJECUCION.

Costo del proyecto.- El costo total del proyecto vendrá dado por:

 Suministro de estructuras metálicas
 Conductores y cable de guardia
 Accesorios
 Costos de construcción.

En los anexos del 13 al 17 se indica el detalle del presupuesto, siendo el resumen el que
se indica a continuación:

ITEM DESCRIPCION VALOR
1 ESTRUCTURAS

2 CONDUCTORES

3 ACCESORIOS

4 CONSTRUCCIÓN

24


5 PRUEBAS DE ESTRUCTURAS
REUBICACION DE LINEAS DE
6 EERSSA
7 DESCONEXION LINEAS EERSSA

SUBTOTAL
12% IVA

COSTO TOTAL

25

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