Proyecto Linea de Transmision

DISEÑO DE LA LINEA DE TRANSMISION A 138 KV PALANDA - LOJA MEMORIA TECNICA 1.- INTRODUCCION La Compañía Hidroeléctrica del Sur - HIDROSUR S.A. tiene previsto la construcción del proyec proyecto to hidroe hidroeléc léctric trico o Fátima Fátima,, locali localizad zado o en el sector sector de Fátima, Fátima, cantón cantón Palan Palanda, da, provincia de Zamora Chinchipe. La central hidroeléctrica será de pasada, aprovechará las aguas del río Palanda luego de la confluencia de los ríos Jíbaro y Blanco, 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 Palanda, que son de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. Esta subestación está ubicada aproximadamente a 7.0 Kms del proyecto Fátima, cuenta con un transformador de 2.5 MVA para el suministro de energía a los cantones de Palada y Chinchipe. Considerando que en los cantones Palanda y Chinchipe existe un gran potencial hídrico, que puede ser aprovechado para la instalación de nuevas centrales hidroeléctricas, la compañía HIDROSUR S.A. ha creído conveniente que la energía generada por la central Fátima sea evacuada por una línea de transmisión a 138 KV de una longitud de 81.02 Km, que se conectará al sistema nacional de transmisión a través de la subestación Loja de propiedad de Transelectric S.A. El voltaje de generación de la central hidroeléctrica “Fátima” 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 Loja. 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 serán montad montados os a través través de cadena cadenass de aislad aisladore oress sobre sobre estruct estructura urass metálic metálicas as (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

DISEÑO DE LA LINEA DE TRANSMISION A 138 KV PALANDA - LOJA

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 tran transm smititir ir una una pote potenc ncia ia apro aproxi xima mada da de 60 MW. MW. Esta Esta obra obra proy proyec ecta tada da ayud ayudar ará á 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 Palanda - Loja se evacuará la ener energía gía limp limpia ia prod produc ucid ida a en centr central ales es hidr hidráu áulic licas as,, cara caract cter eriz izad ada a por por ser ser ener energía gía 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 Palanda de la provincia de Zamora Chinchipe y Loja. Parte desde la subestación a construirse junto a la casa de máquinas de la central Fátima, hasta llegar a la subestación Loja de propiedad de Tran Transe sele lect ctri ric. c. En su reco recorr rrid ido o cruz cruza a por por las las parr parroq oqui uias as Pala Paland nda a y Vall Vallad adol olid id perte pertenec necien iente tess al cant cantón ón Pala Paland nda a y por por las las parro parroqu quia ias, s, Vilc Vilcab abam amba ba,, San San Pedr Pedro, o, Malacatos, San Sebastián y Sucre de cantón Loja. El punto de partida está está localizado en las las coordenadas UTM E 702.224 - N 9´490.048 y la llegad llegada a en Loja Loja corr corres espo pond nde e a las las coor coorde dena nada dass E 697. 697.53 536 6 - N 9´55 9´558. 8.22 222. 2. Las Altitudes Altitudes son: son: 1.300 1.300 m.s.n.m. m.s.n.m. al inicio, inicio, 2.818 m.s.n.m. m.s.n.m. en el el punto más más alto y 2.223 m.s.n.m. a la llegada a la subestación Loja de propiedad de Translectric S. A. La ubicación del proyecto se indica en el gráfico de la página siguiente, en tanto que en plano de implantación general correspondiente al anexo 19 se indica el el recorrido de la línea. 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 Transelectric, corresponde a la zona 2, por lo que se tomará en cuenta estas condiciones para el diseño.

HIDROELECTRICA DEL SURHIDROSUR S.A.

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Mapa Nº 1 Ubicación del proyecto

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 “La Cruz del Soldado” hasta el paso por la “Quebrada de los Muertos” que es el límite entre el PNP y la “Reserva Tapichalaca”, llegando a establecer que la mejor opción se llevar la línea


3


cercana a la carretera Loja – Palanda, 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 Loja de propiedad de Transelectric, debido a que este sector corresponde al área urbana de la ciudad de Loja. Para este caso, la ruta va por la periferia de la ciudad y siguiendo la faldas del cerro Villonaco, hasta realizar un ángulo fuerte (71.86º) en el sector de Tierras Coloradas, 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 Loja. Inicialmente por la parroquia Vilcabamba, estuvo previsto pasar con la línea por la parte oriental del cerro Mandango, 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 mayo 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. 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 Loja y Palanda. 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.


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2.4. DESCRIPCIÓN DEL TRAZADO DE LA LÍNEA La línea de transmisión a 138 kV Palanda – Loja tendrá una longitud de 81.02 Km, partirá desde la central Fátima hasta la subestación Loja de propiedad de Transelectric 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 Loja, que es donde se encuentra ubicada la subestación Loja de propiedad de Transelectric. En el plano de implantación general correspondiente al anexo 19, se indica el recorrido de la línea. En el trayecto, la línea atravesará inevitablemente terrenos del Parque Nacional Podocarpus - PNP, la reserva privada “Tapichalaca” y el sector occidental del bosque Protector de la Hoya de Loja cercano al cerro “Villonaco” 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 Loja – Palanda. 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 Palanda - Loja (V36), estará ubicada junto a la torre final de la línea de transmisión Cuenca – Loja, es decir en la parte norte de la subestación Loja de propiedad de Transelectric. Desde la estructura a ubicarse en el vértice V36 se conectará la línea Palanda - Loja con la subestación. Para la conexión de la línea a la subestación Loja, en coordinación con Transelectric 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. En el cuadro del Anexo No. 1 se detallan las coordenadas de los vértices y en el Anexo No. 2 se indican los propietarios de los terrenos por donde atraviesa la línea de transmisión.

3.- CARACTERISTICAS GENERALES DE LA LINEA 3.1. CONDUCTOR La línea de transmisión a 138 kV Palanda – Loja 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 palanda existe un gran potencial hídrico para la instalación de nuevas centrales.


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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) Peso (Kg/Km): Tensión de rotura (Kg) Módulo de elasticidad (Kg/mm 2) Coeficiente de dilatación lineal (1/ºC):

0,0817

1.048 8.651 6.400 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°. 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.


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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. 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. En el cuadro del anexo 4 se indica el tipo de torre y la altura al punto de amarre del conductor más bajo. HIDROELECTRICA DEL SURHIDROSUR S.A.

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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

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3.6. FUNDACIONES.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/cm 2. 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/cm2, 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.-


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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.

4. CALCULO MECANICO. 4.1. ESTADOS A CONSIDERAR. Según las normas del ex INECEL para líneas de transmisión a 138 KV., las que son aplicadas por Transelectric, 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 Palanda - Loja 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 ex INECEL, para el cálculo mecánico se consideran los siguientes estados climatológicos:

Estado I.- Este estado corresponde a la mínima temperatura, define la flecha mínima de HIDROELECTRICA DEL SURHIDROSUR S.A.

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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

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 Temperatura:15° C Viento: 0 Km / h

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


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 

Temperatura:45° C Viento: 0 Km / h

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 palanda – Loja, 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: T 23 + K 1T 22

− K 2 = 0

De donde K1 y K1 vienen dados pos las siguientes expresiones:

K 1

K 2

= ES α (t 2 − t 1 ) − T 1 +

=

V 2 P 12 AE 24T 12

V 2 P 22 AE 24

Donde: T2 = Tensión mecánica final del conductor (Kg) T1 = Tensión mecánica inicial del conductor (Kg) E = Módulo de elasticidad (Kg/mm 2) 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: X i +1

= X i −

f ( X i ) f ´( X i )


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Es decir que: X i +1

− X i =

X i

3

2

+ K 1 X i − K 2

3 X i

2

+ 2 K 1 X i

La solución de la ecuación es

= ∆ X

siempre que ∆ X < 10 −3

X i +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: f = a (cosh

V 2a

−1) De donde:

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

=

T 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: pv

= kc

v2 16


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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: T v

=

p v L vφ

Tv = Carga sobre la estructura debida al viento (Kg) pv = Presión del viento sobre el conductor (Kg/m 2) Lv = Longitud del vano viento (m), que es igual a la semisuma de los vanos adyacentes. = 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: T = 2T 0 sen

Donde:

T 0

α

α

2

= Tensión de tendido del conductor. = 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

= P o L p +V 1 +V 2

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 HIDROELECTRICA DEL SURHIDROSUR S.A.

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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. 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:


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   

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 ex INECEL establece valores mínimos de separación 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: D ff

= k

f + Lc

+

kV 150 δ

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: tg θ = k

Lv L p

= 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. θ


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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: Dc

= 0 .1 +

V ff 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: Dhg

=

D ff tg α

− Lc

α

= ángulo de apantallamiento.

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 en los planos del anexo 21. En las tablas del anexo HIDROELECTRICA DEL SURHIDROSUR S.A.

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6, 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 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: D s

= 5,3 +

V ff 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 Loja – Palanda): 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 Loja hasta Palanda. 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: Cruce con líneas a 22 kV: Cruce con líneas a 69 kV:


2.5 m 2.7 m 3.2 m

17


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 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: Caminos de segunda importancia: Caminos importantes: Líneas de 13.8 kV: Líneas de comunicación: Líneas a 69 kV: Ríos sin peligro de sofocación:

6 metros 15 metros 30 metros 10 m. de las estructuras o conductores 10 m. de las estructuras o conductores 30 m. de est. y 20 m. de conductores 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


18


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. 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: V m

= V a

+V b 2

Donde: Vm = Vano medio (m) Va = Vano anterior (m) Vb = Vano posterior (m) HIDROELECTRICA DEL SURHIDROSUR S.A.

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Vano Regulador . 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

3

n

V r

=

1 n

∑ V 1

En las tablas del anexo 7 se indican los vanos reguladores calculados para cada tramo, así como las tensiones para estos.

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: V g

 H H  = V m + P  a + b    V a V b 

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 HIDROELECTRICA DEL SURHIDROSUR S.A.

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hacia adelante y atrás: V ga

V g

  = V a + P a  H a  2  V a   V ga

=

V gb

=

V b 2

 H  + P b  b    V b 

V gb

+

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 HIDROELECTRICA DEL SURHIDROSUR S.A.

21


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. Los conductores de conexión a tierra serán de cobre desnudo, de calibre # 2 AWG, 7 hilos. De acuerdo a las normas del ex INECEL y que son aplicadas por Translectric, 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: R

=

σ

2π L

ln

2 L 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 s

A

=

4

2as 2

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: R

=

 ln  L  π σ

 −1 4ad 

2 L

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 R

=

σ

6.6 D

ln

4 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

1.630.085,00

2

CONDUCTORES

1.936.162,50

3

ACCESORIOS

4

CONSTRUCCIÓN

5

PRUEBAS DE ESTRUCTURAS


333.635,60 1.536.770,83 74.000,00

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6

REUBICACION DE LINEAS DE EERSSA

7

DESCONEXION LINEAS EERSSA

SUBTOTAL 12% IVA COSTO TOTAL

29.528,15 9.457,59

5.549.639,66 665.956,76 6.215.596,42

Cronograma.- Se establece como tiempo de construcción 18 años, de acuerdo al cronograma que se indica en el anexo 18. 8. ANEXOS.Anexo 1: Coordenadas de los vértices Anexo 2: Listado de propietarios de terrenos por donde atraviesa la línea Anexo 3: Cálculo mecánico para diferentes estados Anexo 4: Tabla de ubicación de estructuras Anexo 5: Tabla de instalación de amortiguadores Anexo 6: Cálculo de cargas mecánicas sobre estructuras. Anexo 7: Cálculo de vanos reguladores Anexo 8: Cálculo de tensiones mecánicas para diferentes temperaturas Anexo 9: Cálculo de flechas para diferentes temperaturas Anexo 10: Resistividad del terreno y cálculo de la resistencia de puesta a tierra. Anexo 11: Perfil de resistividad del terreno. Anexo 12: Cálculo de los parámetros Electromagnéticos Anexo 13: Presupuesto para el suministro de estructuras metálicas. Anexo 14: Presupuesto para conductores. Anexo 15: Presupuesto para accesorios. Anexo 16: Presupuesto de construcción. Anexo 17: Resumen del presupuesto. Anexo 18: Cronograma de construcción. Anexo 19: Plano de ubicación de la línea. Anexo 20: Planos ubicación de estructuras en el perfil. Anexo 21: Planos de las estructuras a utilizar.

Elaborado por:


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Ing. Jorge Santillán

Ing. Guillermo Ulloa A

Abril de 2008


26

Proyecto Linea de Transmision

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