T1857.pdf

ESCUELA POLITÉCNICA
NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
DISEÑO DE LA LINEA DE 69 kV DESDE LA SUBESTACIÓN
CAYAMBE A LA SUBESTACIÓN LA ESPERANZA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO
MENCIÓN POTENCIA
ERICK LUIS CUEVA PIEDRA
DIRECTOR: ING. MILTON TOAPANTA
Quito, Marzo de 2002
DECLARACIÓN
Yo Erick Luis Cueva Piedra, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría;
que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en
este documento
La
Escuela
Politécnica
Nacional,
puede
hacer
uso
de
los
derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la ley, Reglamento de
propiedad intelectual y por la normatividad institucional vigente.
rick Cueva Piedra
¿Érícl
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Sr. Erick Luis Cueva
Piedra, bajo mi supervisión
DIRECTOR DEL PROYECTO
AGRADECIMIENTO
A! Señor Ingeniero Milton Toapanta, catedrático universitario, por su valioso apoyo
y calidad humana.
A los señores ingenieros: Carlos Sotomayor, Antonio Campoverde Aguilary Jack
Illescas Cueva, por su importante colaboración en la elaboración de este trabajo
de tesis.
DEDICATORIA:
A mis Padres
mis hijos y
mis amigos
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN
I
OBJETIVO
ni
m
ALCANCE
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
1.1.
SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL NORTE
i
1.2.
DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE SISTEMA ELÉCTRICO
5
1.3.
DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE LA ZONA DE CAYAMBE
13
1.4.
CONDICIONES ACTUALES DEL SUMINISTRO DEL SERVICIO ELÉCTRICO
EN LAS ZONAS CAYAMBE Y TABACUNDO
14
CAPITULO H
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 69 KV DESDE LA
S/E CAYAMBE A LA S/E LA ESPERANZA.
2.1.
PERFIL TOPOGRÁFICO PARA EL TRAZADO DE LA LÍNEA
2.2.
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRASMISIÓN DESDE LA SUBESTACIÓN
16
CAYAMBE A LA SUBESTACIÓN LA ESPERANZA
17
2.3.
SELECCIÓN DE CONDUCTORES
13
2.4.
HERRAJES
19
2.5.
AISLADORES
19
2.5.1.
Criterios básicos para la determinación del tipo de aislamiento
20
2.5.1.1. Longitud de la cadena de aisladores
20
2.5. ] .2. Cálculo del aislamiento por contaminación ambiental
21.
2.5.1.3. Aislamiento requerido por sobrevoltajes transitorios debido a maniobra
22
2.5.1.4 Aislamiento por sobrevoltajes de origen externo
23
2.6.
ESTRUCTURAS Y ACCESORIOS DE POSTES, TORRES Y LÍNEA
24
2.6.1.
Estructura de Hormigón
24
2.6.2.
Estructura de hierro o torres
24
2.6.3.
Tensores
25
2.6.4.
Numeración y avisos de peligro
25
2.7.
CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA
26
2.7.1.
Característica Generales de la línea
27
2.7.2.
Parámetros Eléctricos de la línea
27
2.7.2.1 Resistencia Eléctrica
27
2.7.2.2. Reactancia Eléctrica
28
2.7.2.3. Reactancia Capacitaba
29
2.7.2.4. Conductancia Eléctrica
30
2.7.2.5. Resumen de Parámetros Eléctricos
31
2.S.
CÁLCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE
31
2.9.
CÁLCULO DEL RENDIMIENTO ENERGÉTICO
33
2.10.
CÁLCULO MECÁNICO
36
2.10.1. Cálculo de la distancia entre conductores
36
2.10.2. Cálculo del ángulo de oscilación de los conductores debido al viento
37
2.10.3. Ecuación de cambio de Estado del Conductor
37
2.10.3.1 .Hipótesis de Cálculo
3g
2.10.3.2.Cálculo de la tensión y flecha del conductor o cable de guardia
39
2.10.3.3.Capacidad térmica del Conductor
41
2.11.
LOCALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS
46
2.12.
LISTA DE MATERIALES
47
2.13.
PRESUPUESTO
47
2.14
TABLAS DE TENDIDO
47
CAPITULO m
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
94
RECOMENDACIONES
95
BIBLIOGRAFÍA
ANEXO!
ANEXO II
ANEXO III
ANEXO IV
ANEXO V
ANEXO VI
INTRODUCCIÓN
La Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. EMELNORTE S.A., cubre el servicio de
electricidad en su área de concesión que esta compuesta por cuatro provincias que
son: Carchi, Imbabura, Pichincha y Sucumbios, La provincia del Carchi sirve a los
siguientes cantones: Tulcán, Espejo, Montúfar, Mira, Huaca y Bolfvar. En la Provincia
de Imbabura se sirve a: Ibarra, Otavalo, Cotacachi, Antonio Ante, Pimampiro y
Urcuquí. En la Provincia de Pichincha se sirve a los cantones: Cayambe y Pedro
Moncayo y en la provincia de Sucumbíos, parte del cantón Sucumbios. En total,
EMELNORTE S.A. cubre una área de 11219.5 km2.
En la actualidad, EMELNORTE S.A., tiene como actividades para la dotación de!
servicio, la Generación, la Subtransmisión y la Distribución.
El Sistema de Generación, tiene una capacidad instala de 16,896.00 kW, distribuido
en Centrales de Generación Hidráulicas que son: Ambi, Otavalo 2 (*), Cotacachi (*),
Atuntaqui(*), San Miguel de Car, la Playa, Espejo(*), San Gabriel, La Plata y Buenos
Aires y una Central Térmica, San Francisco.
El sistema de subtransmisión, está compuesto por líneas que enlazan nodos
terminales con nodos de distribución y son de configuración radial.
El voltaje de operación de las líneas es de 138 kV, 69 kV y 34.5 kV.
Los nodos que interconectan las líneas de subtransmisión son las subestaciones, en
donde el elemento fundamental es el Transformador de Potencia, que reduce el alto
voltaje al medio voltaje. De este nivel medio de voltaje, salen los circuitos primarios
de distribución que recorren todas las rutas del área de concesión de EMELNORTE
S.A. y entregan el servicio eléctrico al consumidor final.
(*) Son entregadas a los Municipios
Según el Reglamento del Suministro de Servicio de Electricidad emitido por el
CONELEC, el Distribuidor deberá proveer del Servicio de Electricidad al Consumidor
Final con eficiencia y calidad, para la cual debe cumplir con el artículo 9 de dicho
Reglamento que señala las características siguientes:
Calidad del servicio eléctrico
•
Calidad del Producto
Nivel de voltaje
Perturbación (armónicos y flicker)
Factor de Potencia.
•
Calidad del Servicio Técnico.
Frecuencia de Interrupciones
Tiempo de Interrupciones
•
Calidad del Servicio Comercial
Atención de Solicitudes de Servicio
Atención y solución de Reclamos
Errores en Medición y Facturación
De lo señalado anteriormente, los puntos que deben ser considerados son: el nivel
del voltaje y la calidad del servicio técnico, tema este último que esta relacionado con
la confiabilidad.
Debido al incremento de la carga en la zona, ya que es eminentemente agrícola y
dedicada fundamentalmente al cultivo de las flores, la subestación que actualmente
está localizada en la población Tabacundo, no tiene la suficiente capacidad para
cubrirla demanda, provocando dificultades en la dotación del servicio eléctrico, de tal
manera que EMELNORTE S.A., en su plan de expansión ha previsto la construcción
de la línea de subtransmisión, Cayambe La Esperanza a 69 kV, con una subestación
en el sector de La Esperanza. Detalles y particularidades de este proyecto, es el
tema de este Proyecto de Titulación.
OBJETIVO
Sobre la base de la información disponible en la Dirección de Planificación de
EMELNORTE S.A., se procederá al diseño de la línea de subtransmisión a 69 kV que
enlazará los puntos comprendidos
entre la subestación Cayambe y la nueva
Subestación la Esperanza.
ALCANCE
El estudio comprenderá lo siguiente:
El primer capítulo, estará dedicado a la recopilación de información de EMELNORTE,
relacionado a la configuración del Sistema Eléctrico de Potencia, demanda de
potencia y energía del sistema y particularmente de la zona de Cayambe y las
características actuales del suministro del servicio eléctrico en Cayambe.
El capítulo dos, tiene relación con los cálculos eléctrico y mecánico de la línea de
subtransmisión, tratándose la selección del conductor, pérdidas de potencia por
efecto joule,
límite térmico del conductor, determinación del aislamiento en la
estructura, cálculo de las reactancia y cálculo de regulación, eficiencia energética,
ecuación de cambio de estado del conductor, flechas y tensiones , condiciones de
montaje y seguridad, lista de las estructuras que se utilizarán, vanos de la línea, lista
de los materiales, y presupuesto.
En el capítulo tres, se tratará las conclusiones y recomendaciones derivadas del
estudio de diseño de la línea de subtransmisión.
ni
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
1.1.
SISTEMA
ELÉCTRICO
DE
LA
EMPRESA
ELÉCTRICA
REGIONAL NORTE
La Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. EMELNORTE S.A., se formó en
noviembre
de 1975, con el aporte del capital del Instituto
Ecuatoriano de
Electrificación INECEL principal accionista y la participación de los Municipios de
Tulcán, Ibarra, Montúfar y en los años siguientes se integraran los Municipios de
Otavalo, Atuntaqui, Cotacachi, Cayambe, Bolívar, Mira, El Ángel, Pimampiro,
Urcuquí, Tabacundo y Sucumbios.
Entre sus objetivos principales está el mejorar la prestación del servicio de
electricidad a los consumidores que se encuentra en su área de concesión, área que
la conforman las provincias de Carchi, Imbabura, el Norte de Pichincha y parte de
Sucumbios.
De acuerdo a su estatuto vigente EMELNORTE S.A. cuenta para su dirección,
administración y control con los organismos siguientes:
•
Junta de Accionistas
•
Directorio
•
Presidencia del Directorio
•
Presidencia ejecutiva y,
•
Direcciones;
>
Generación
>
Distribución
>
Financiera
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
CAPITULO I
>
Comercial
>
Relaciones Industriales y,
>
Planificación
>
Centro de Computo
>
Asesoría jurídica
El sistema eléctrico de EMELNORTE S.A, cuenta con su sistema de Generación,
Subtransmisión y Distribución.
El sistema de Generación, cuenta con Centrales Hidroeléctricas y Térmicas;
Tabla 1: Características de las centrales de Generación
Nombre de la
Potencia Instalada
Central
[kW]
Ambi
Otavalol
Otavalo 2
Cotacachi
Atuntaqui
San Miguel de Car
La Playa
Espejo
San Gabriel
San Francisco
Total
8000
400
400
440
400
2950
1320
470
300
1500
16180
Eí sistema de subtransmisión esta conformado por líneas de subtransmisión a 69 kV.
que se interconectan con las subestaciones tal como se muestra en el diagrama
unifilar que se adjunta (ver anexo No. 5).
Las características de las líneas de subtransmisión son las siguientes:
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
Tabla 2: Características de las Líneas de Subtransmisión
Líneas de Subtransmisión
a
De
Long.
Voltage Capacidad
Parámetros
(km)
(kV)
(MVA)
RtP.u]
X [ p.u ]
70,0
138
160.1
0,0493440
0,179823
0,022257
8,0
69
19,4
20,6
69
80.1
80.1
0,0310160
0,0547020
0,0762950
Cofacachi
Cayambe
Tabacundo
Cayambe Sur
13,2
69
80.1
80.1
0,099638
0,175726
0,190485
0,3650000
0,121900
0,000997
0,001757
0,001824
0,001130
26,5
69
55
69
0,252146
0,077430
0,002281
8,0
3,0
69
0,1331840
0,0394000
0,0148000
0,029040
Chota
Chota
Chota
El Ángel
Salinas
20,5
10,0
69
0,000254
0,001801
Cuajara
69
Salinas
Cuajara
San Gabriel
Tulcán
El Rosal
28,0
18,0
13,8
30,7
69
63.3
0,1378000
0,0886000
0,0551250
69
63.3
0,1226320
0,174220
0,128784
0,286499
5,6
69
80.1
2,0
69
0,050725
0,019000
0,073900
0,000507
0,000149
.barra
Tulcán
barra
barra
El Retomo
Otavalo
El Chota
barra
Ibarra
Otavalo
Cayambe
Gaya m be
El Ángel
San Gabriel
Tulcán
necel
69
63.3
69
69
0,0818880
0,0492000
0,191310
0,096790
0,271000
B/2 [ p.u ]
0,000679
0,000849
0,002379
0,001529
0,001212
0,002697
barra
San Agustín
6/2.5
69
80.1
0,0157900
0,0078471
0,0222000
San Agustín
El Retomo
2.5/2
69
barra
Alpachaca
Alpachaca
El Ambi
3,7
5,0
34,5
34,5
80.1
31.7
0,0152000
0,0591190
0,050800
0,125125
0,000470
0,000090
0,222609
0,000109
Diesel
1,3
34,5
13.7
16.1
0,2924110
Al pachaca
Alpachaca
Der. Atuntaqui
San Vicente
34,5
34,5
34,5
31.7
0,056860
0,371993
0,000029
0,000268
0,218693
0,069070
0,000111
Atuntaqui
labacundo
Selva Alegre
5,5
5,5
5,0
0,0607540
0,1757600
0,2336680
26,8
22,0
17.9
40.0
1,524241
0,919862
0,000027
0,000554
0,000311
Alpachaca
San Miguel de Car
Salinas
34,5
34,5
34,5
18,0
fu lean
San Francisco
5,0
Tutean
Tu lean
San Gabriel
El Ángel
S/E la Playa
0,9
13,8
4.3
S/E la Playa
C. San Gabriel
2,5
13,8
13,8
13,8
4.3
Der. Atuntaqui
Der. Atuntaqui
San Vicente
barra
El Rosal
Salinas
fu lean
C. Espejo
Cuajara
Buenos Aires
14,0
3,5
2,0
18,0
C. Atuntaqui
C. Cofacachi
C. Otavalo
S/E Cayambe
2,0
8,0
8,5
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
6,0
13,8
S/E Tutean
ntag
daldonado-Tufiño
15,0
56,0
13,8
13,8
S/E La Playa
C. La Playa
6,0
6,3
S/E Molinos La Unión
S/E Otavalo
0,0402070
1 ,2328390
0,0248130
0,6542700
0,6795000
4.3
4.3
13,8
1,0
Nodo Atuntaqui
Atuntaqui
S/E Otavalo
10,0
16.1
34,5
13,8
\Jodo Atuníaqui
El Ángel
Aíuntaquí
16.1
27.5
0,9146000
2,6924010
1.0775000
5,2571000
5,3875000
0,5388000
1 ,0775000
4,3100000
4.3
5.3
3,1240000
2,1950000
5,4876000
0,612341
0,755690
1,335330
0,000685
0,000871
0,000420
0,000019
0,240360
0,000003
0,680920
1,347454
0,549880
0,000009
0,000017
4,807180
2,749420
0,267070
0,534130
2,136530
2,312000
0,000007
0,000068
0,000034
0,000003
0.000007
0,000027
0,000009
16,3554000
3,2132000
16,3553875
1,634220
0,000021
4,085540
14,955680
0,000052
0,000212
3,2132000
5,972000
0,000005
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
4
Las características de los transformadores que están localizadas en las distintas
subestaciones que sirven de nodos de enlace para los generadores son:
Tabla 3: Características de los transformadores de las Subestaciones de las
Centrales de Generación.
Nombre de la
Subestación
Ambi
San Miguel de Car
La Unión
La Playa
Otavalo
Atuntaqui
El Ángel
Cota cachi
San Gabriel
Ubicación
Cantón
Relación de
Voltaje [kV ]
Antonio Ante
Tulcán
Cayambe
Tulcán
Otavalo
Antonio Ante
Espejo
Cota cachi
San Gabriel
4.16/34.5
4/16/34.5
0.4/13.2
6,3
0.4/13.8
0.4/13.8
0.415/13.8
0.4/13.8
0.4/13.8
Capacidad [ MVA ]
OA
5
FOA
FA
5,545
2,3
0,6
0,4
0,262
0,6
0,35
En cuanto a las características de los transformadores localizados en las
subestaciones y que forman el sistema de subtransmisión a 69 kV, estas son como
se detalla en la tabla siguiente;
Tabla 4: Características de los transformadores de las subestaciones del sistema de
Distribución.
Subestación Ubicación
Cantón
Nombre
Relación de
Voltaje
[kV]
Cayambe
Cayambe
Tabacundo34.5 Tabacundo
Otavalo
Otavalo
Otavalo
San Vicente
Selva Alegre
Otavalo
Atuntaqui
A. Ante
A. Ante
Atuntaqui
A. Ante
Atuntaqui
69/13.8
34.5/13.8
69/13.8
34.5/13.8/5*
34,5
34.5/13.8
34.5/13.8
34.5/13.8
Capacidad Potencia (MVA)
OA
10
FA
12,5
3,75
10
12,5
-
-
2
2
2,5
2,5
2,5
FOA
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
CAPITULO I
Subestación Ubicación
Nombre
Cantón
A. Ante
Atuntaqui
Diesel
Ibarra
I barra
Diesel
Diesel
Ibarra
[barra
Diesel
Retorno
Ibarra
Ibarra
San Agustín (1)
Alpachaca
Ibarra
El Chota
Ibarra
Espejo
El Ángel
Montúfar
San Gabriel
Tulcán
Tulcán
El Rosal
Tulcán
La Playa
Tulcán
Relación de
Voltaje
[kV]
Capacidad Potencia (MVA)
OA
2
4
4
4
3
10
10
34.5/1 3.8
34,5/1 3.8
34.5/1 3.8
34.5/13.8
13.8/6.3
69/13.8
67/13.8
34,5*
69/13.8
69/13.8
69/13.8
69/13.8
69/34.5
13.8/6.3
5
2,5
10
10
10
1,5
FOA
FA
3,75
12,5
14
12,5
12,5
12,5
* Subestaciones de Seccionamiento.
El Sistema de Distribución, constituyen los circuitos primarios de distribución que
recorren las distintos rutas por las poblaciones urbanas y rurales para dotar del
servicio eléctrico a los consumidores en niveles de voltaje de 6.3 kV y 13.8 kV. Los
circuitos
primarios
de distribución
se dividen
de los secundarios
de
los
transformadores instalados en las subestaciones que conforman el sistema de
subtransmisión a 69 kV.
1.2.
DEMANDA
DE
POTENCIA
Y
ENERGÍA
DE
SISTEMA
ELÉCTRICO.
En base a la información histórica, EMELNORTE S.A., ha realizado el estudio de la
proyección de la demanda para el corto plazo, considerando el sistema total y por
subestación. Este estudio le ha permitido definir la compra de energía que debe
realizar al Sistema Nacional Interconectado, así como también el determinar, el
equipamiento del Sistema de subtransmisión.
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
CAPITULO I
Para la proyección de la demanda se considera como dato fundamental ía población,
el mismo que es tomado de los censos de la población y vivienda de los años 1982 y
1990 y que sirvieron para proyectar por agencias para el período 1991 - 2003, tal
como se presenta en la tabla siguiente.
Tabla 5: Proyección de la Población del área de Concesión de EMELNORTE S.A.
AGENCIAS
Cayambe total
Cayambe
Taba cundo
Otavalo
Atuntaquí
Cota cachi
I barra total
I barra
Urcuquí
Pimampiro
El Ángel total
El Ángel
Mira
San Gabriel total
San Gabriel
Bolívar
Tulcán total
Tulcán
Total
r
1993
1995
1996
1998
1999
2000
1992
1994
1997
2001
2002
2003
63815
64998
66205
69978
72625
73989
75381
67437
68694
71288
7070
78796
80561
47970
49025
50103
51205
52331
55860
57088
53482
54658
58343
59650
60986
62352
15845
15973
16232
16363
16496
16765
16901
17038
16102
16630
17420
17810
18209
83218
74605
77428
81731
84732
78837
86274
87844
76044
80271
89337
90856
92401
27639
27772
27906
28040
28175
28311
28447
27507
28584
28727
29215
29712
30217
35300
33420
33763
34110
34586
34763
35120
33591
33936
34941
35900
36510
37131
156983
136122
142117
144965
147866
150840
153878
160155
139084
163397
166175
169000
171873
143039
12236
128303
131125
134000
136948
139960
146185
149401
125296
151941
157151
154524
13840
13866
13918
13970
13996
13788
13944
13762
13814
13892
14234
14476
14722
16532
15789
15935
16231
16381
16685
16839
15501
16082
17125
15644
17416
17712
28476
28002
27690
27845
28159
28636
27535
27381
28317
28797
29028
29260
29443
13253
13319
13385
13451
13518
13585
13719
13787
13855
13652
13966
14078
14190
14305
14128
14216
14394
14574
14665
14757
-14849
14942
14484
15062
15182
15303
47223
45250
45573
45808
46226
46556
46888
47560
47889
44930
48272
48658
49047
29670
3010
30236
30548
30772
31224
31453
31683
29887
30997
31936
32449
32192
15363
15999
15260
15467
15572
15678
15784
15891
16107
16206
16336
16466
16598
65573
64113
64596
65083
67069
63634
66067
66507
67574
68038
68582
69131
69684
65573
64113
64596
65083
67069
63634
67574
68038
66067
68582
69131
66507
69684
486995 493898 500933 507752 514864 522323 529611 537028 544577 552212 560704 569339 578119
1991
í
En la siguiente tabla se presenta la evolución del número de consumidores por
agencia y el total de la Empresa de los años 1992 a 1997.
Tabla 6: Evolución del número de Consumidores por Cantones y Total de
EMELNORTE S.A. años 1992 - 1997.
26101
11383
27681
Atuntaqui
5598
3214
5824
3442
6088
Cotacachi
Urcuquí
Pimampiro
Cayambe
2503
2080
5868
Tabacundo
Tulcán
San Gabriel
El Ángel
I barra
Otavalo'
Bolívar
Mira
Total Empresa
31012
32251
14412
32787
15389
6526
6906
3694
13584
6266
3945
4373
2364
2467
2561
2138
2198
2270
2657
2369
4642
2807
2486
6530
2809
7384
8215
8816
2681
13116
6148
3872
14908
4144
12230
5972
3447
14275
6366
15631
6466
6628
2981
3087
2398
3168
3198
2505
2598
3249
2680
2109
2192
89669
95709
2279
101174
2342
106078
2297
2028
84936
12023
29137
12788
9573
4424
16207
4.29
6.22
4.29
7.63
2.32
3.63
10.28
10.54
5.79
2781
2.58
2.36
3.90
2400
110535
5.41
6784
3349
3.43
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
7
En la tabla No 7, se presenta la evolución del consumo de energía eléctrica por
cantones desde el año 1992 a 1997 y el porcentaje de crecimiento.
Tabla 7: Evolución del Consumo de Energía Eléctrica en kWh por Cantones y Total
de EMELNORTE S.A. de los años 1992 -1997
Años
Cantones
ibarra con Selva Alegre
Ibarra sin Selva Alegre
Otavalo
Atuntaqui
Cotacachi
Urcuquí
P¡ mam piro
Cayambe
Tabacundo
Tul can
San Gabriel
El Ángel
Bolívar
Mira
Total Sistema con
Selva Alegre
Total Sistema sin
Selva Alegre
1992
1993
87367463
51617463
17844887
6758405
4051832
1833011
1442405
17410441
5695367
15968431
5053922
2625884
1611328
1643967
75428860
54893600
18411354
7161351
4371448
1718159
1671037
21672154
6760314
19786427
5612835
2667258
1816343
1769341
1994
1995
92058163
94396892
56715773
20901139
7357342
59544602
22360862
21942997
9309490
17456290
8264300
6124473
2070322
1619654
25230708
11046142
19012101
5378232
2842024
1815980
2860407
1921038
1748441
1854623
5384609
1900131
1511756
5803390
Crecimiento
%
91825353 103570186
10.27
67485197 74339826
15.92
25754184 27915780
9.36
9991895 11019223
10.27
7979338
8482412
15.92
2424538
2498136
6.39
1792567
1913374
5.81
30043339 33202043
13.78
14154415 17549160
25.24
21402147 23280614
7.83
6813196
7496366
8.20
3190746
3457613
5,66
2066613
2203974
6.46
2111742 2127777
5.29
1996
1997
169307343 168846881 189606594 202564912 219550073 244716658
133557343 148311621
154264204 167712622 195209913 215486298
7,65
10,04
En la tabla 8 se presenta la información estadística de la evolución de la Potencia,
Energía Generada o comprada, energía facturada, perdidas y factor de carga para
los años 1992 hasta 1997.
Tabla 8: Evolución de Potencia, Energía Generada, Energía Facturada, Pérdidas y
Factor de Carga de EMELNORTE S.A. para los años 1992 hasta 1977
Denominación
Demanda Máxima [ kW ]
Energía Generada [ MWh ]
Energía Facturada [ MWh ]
Energía Perdida [ MWh ]
Pérdidas [ % ]
Factor de Cargaf % ]
1992
45620
195816
169307
26509
13.53
49.00
1993
44370
195778
168847
26931
13.75
50.40
Años
1995
1994
51040
54180
236475
229237
202565
189607
39630
33910
17.28
14.33
51.30
49.80
1996
60410
255303
219550
35735
13.94
48.30
1997
64550
279374
244717
34657
12.40
49.50
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
S
En base a la información presentada en las tablas anteriores desde la 5 hasta la 8,
se procedió a la determinación de la proyección de la demanda por subestación y
para el sistema total para, los años 1998 hasta el 2002. Información que se presenta
en la tabla 9.
Tabla 9: Proyección de la Demanda, Energía Total, Energía Facturada, Pérdidas y
Factor de carga por Subestación y total de EMELNORTE S.A., para los años 1998
hasta 2002.
Años
subestación
1998
2000
1999
2001
2002
Crecimiento %
Taba cundo
5084
5621
6179
6755
7335
9.6
Energía total (kWh)
Demanda (KWh)
24852613
27524734
30257990
33136985
35983365
9.69
Energía Facturada {KWh)
21224131
23643745
26052129
28597218
31125611
10.05
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
0.558
0.559
0.559
0.56
0.56
Pérdidas (%)
Factor de carga.
Cayambe
8377
8926
9509
10100
10715
6.35
Energía total (Kvdi.)
41825987
44646496
47562462
50610512
53691155
6.44
Energía Facturada (KWh)
6.78
Demanda (KWh)
35719393
38351340
40951279
43676872
46442849
Pérdidas (%)
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
Factor de carga
0.57
0.571
0.571
0.572
0.572
Otavalo
8544
9081
9665
10283
10908
6.3
Energía total (KWh)
38545642
41046073
43686196
46569184
49496501
6.45
Energía Facturada (KWh)
32917979
35258577
37613815
40189206
42814473
6.79
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
0.515
0.561
0.516
0.517
0.518
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Cota cachi
2637
2820
2976
3131
3279
5.6
Energía total (KWh)
11783038
1264S858
13345972
14070220
14765511
5.8
Energía Facturada (KWh)
6.14
Demanda (KW)
10062714
10865369
11490882
12142600
12772167
Pérdidas (%)
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
Factor de carga
0.51
0.512
0.512
0.513
0.514
Atuntaqui
3459
3662
3883
4133
4394
6.16
Energía total (KWh)
15182301
16104832
17074881
18210347
19359907
6.27
Energía Facturada (KWh)
12965685
13834051
14701472
15715530
16746320
6.61
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
0.501
0.502
0.502
0.503
0.503
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
CAPITULO I
Años
subestación
1998
2000
1999
2001
2002
Crecimiento %
Diesel
9085
7240
7685
8132
8567
Energía total (KWh)
40988250
33041587
35075693
37184977
39251255
5.85
Energía Facturada (KWh)
35003966
28382723
30200171
32090635
33952336
8.09
Demanda (KW)
5.71
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
0.515
0.521
0.521
0.522
0.523
7335
4325
4616
4909
5204
Energía total (KWh)
31485493
18982833
20258034
21586193
22884677
6.36
Energía Facturada (KWh)
26888611
163066253
17442167
18628884
19795245
6.61
Pérdidas (%)
Factor de carga
Retorno
Demanda (KW)
6.29
Pérdidas (%)
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
Factor de carga
0.49
0.501
0.501
0.502
0.501
5742
5861
6228
6573
4.56
Energía total (KWh)
25151103
26751045
28424635
30058479
6.06
Energía Facturada (KWh)
21604798
23032650
24530460
2600584
6.3
14.1
13.9
13.7
13.5
0.5
0.521
0.521
0.522
3717
3826
3953
4088
4228
Energía total (KWh)
15954700
16454146
17001336
17616934
18223032
3.38
Energía Facturada (KWh)
13625314
14134111
14638150
15203414
15762922
3.71
San Agustín
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
El Chota
Demanda (KW)
3.27
Pérdidas (%)
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
Factor de carga
0.49
0.491
0.491
0.492
0.492
1445
1486
1531
1586
1636
3.15
Energía total (KWh)
5062896
5218645
5390444
5583661
5760622
3.28
Energía Facturada (KWh)
4323713
4482816
4641172
4818648
4982938
3.61
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
0.4
0.401
0.402
0.402
0.402
El Ángel
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
San Gabriel
4636
4882
5146
5441
5702
5.31
Energía total (KWh)
17504872
18432166
19429100
20542759
21579695
5.37
Energía Facturada (KWh)
14931655
15833231
16728455
17728401
18666436
5.74
14.7
14.1
13.9
13.7
13.5
0.431
0.431
0.431
0.431
0.432
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Tu lean
5620
6172
6496
6768
5.23
Energía total (KWh)
20548277
20924628
22977060
24240009
25255557
5.29
Energía Facturada (KWh)
17548229
17974255
19783249
20919128
21846057
5.63
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
5519
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
0.425
0.425
0.425
0.426
0.426
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
10
Años
subestación
1998
1999
2000
2001
2002
Crecimiento %
Camal
1858
1935
2082
2192
2285
5.31
Energía total (KWh)
6916124
7202944
7750381
8181554
8526313
5.37
Energía Facturada (KWh)
5906370
6187329
6673078
7060681
7375261
5.71
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
0.425
0.425
0.425
0.426
0.426
63121
66737
71195
75542
80070
6.13
325580644
345095312
6.23
281301676
298852540
6.57
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
Sistema total sin Selva Alegre
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
290941272
287044884
306845572
Energía Facturada (KWh)
231654788
246858600
264500883
Pérdidas (%)
14.5
14
13.8
13.6
13.4
Factor de carga
0.49
0.491
0.492
0.492
0.492
Sistema Total con Selva Alegre
Demanda (KW)
Energía total (KWh)
67951
67580
72001
76034
80382
4.29
303577035
302512922
322300677
341021641
360523167
4.39
277500883
294301676
311852540
4.73
259254788
259858600
Pérdidas (%)
14.6
14.1
13.9
13.7
13.5
Factor de carga
0.51
0.511
0.511
0.512
0.502
Energía Facturada (KWh)
Sistema Total Global con
Selva Alegre
62069
65658
69748
73882
78737
6.13
Energía total (KWh)
266423465
282403879
300606174
318426489
339349769
6.24
Energía Facturada (KWh)
227792063
14.5
242867336
259122522
13.8
275120487
13.6
293876900
6.58
0.492
0.492
0.492
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
14
0.490
0.491
13.4
Sistema Total Global con
Selva Alegre
66938
66542
70605
74437
79100
Energía total (KWh)
299053938
297866514
31 6054033
333859197
354770983
4.36
Energía Facturada (KWh)
255392063
255867336
272122522
286120487
306876900
4.70
Demanda (KW)
Pérdidas (%)
Factor de carga
14.6
14.1
13.9
13,7
13.5
0.510
0.511
0.511
0.512
0.512
4.26
De la información presentada en la tabla 5, sobre el crecimiento de la población para
el período en estudio, se consideró el valor de 1.47%, valor que está dentro del valor
de 1.5% registrado entre 1982 y 1990 de acuerdo a lo que determinan los censos de
población y vivienda de dichos años.
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
11
La determinación del porcentaje de población servida se ha considerado que cada
consumidor residencial esta compuesto por 4.5 personas dependientes, con lo cual
la meta de EMELNORTE S.A,, de acuerdo el estudio es pasar del porcentaje de
población servida de 86% en 1998 a 93% en el año 2002.
Mediante la ayuda de la información presentada en las tablas 6 a 8 se realizo el
estudio de proyección de la demanda y de Energía total y facturada para los años
1998 a 2002, por subestación y en global para el sistema eléctrico de EMELNORTE
S.A., bajo dos esquemas, siendo el primero considerando la Industria Selva Alegre y
la segunda sin considerar aquella industria.
En el caso de la subestación Tabacundo esta se incrementa de 21224 MWh en 1998
a 31125 MWh en el 2002, que aproximadamente equivale al 10%.
Este crecimiento es ligeramente superior al del sistema global, puesto que en los
próximos años esta previsto en base a los programas de electrificación rural
incorporar a nuevos consumidores y además debido al desarrollo agroindustrial de la
zona.
El consumo de mayor incidencia en el crecimiento es el dedicado al Industrial
especial y bombeo de agua.
En cuanto a la demanda de potencia para el período en estudio esta variara de 5084
kW a 7335 kW. De la misma manera el tema pérdidas en base programas de control
y reducción se tiene como meta e! reducir de 14.6% a 13.5%.
Para el período su estudio según la información presentada en la tabla 9 la
subestación Cayambe se incrementará de 35719 MWh a 46442 MWh equivalente en
forma aproximada a 6.8% y la demanda aumentara de 8377 kW en 1998 a 10715
kW en el 2002. En este caso la demanda se ve afectada por la salida de la Central
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
12
Molinos la Unión. El crecimiento dado en este subestación, se debe a los sectores
residencial y comercial que se proyectan con un valor del 11% debido a su desarrollo
comercial.
En cuanto a la subestación Otavalo, esta tiene un crecimiento del 6.8%; los sectores
que incidirán que su crecimiento será el residencial y comercial. La demanda de
Potencia crece de 8544 kW en 1998 a 10908 kW en el 2002.
La subestación Cotacachi experimentará una variación de 1062 MWh en el año 1998
a 12772 MWh en el 2002 y la demanda será de 2673 kW a 3279 kW en el mismo
período.
Observando la información presentada en la tabla 9 para el caso de la subestación
Atuntaqui, la demanda variará de 3459 kW en 1998 a 4394 kW en el 2002. Hay que
destacar el crecimiento industrial de la zona.
La subestación Diesel, Retorno y San Agustín, Suministran de energía a los
cantones [barra, Pimampiro y Urcuquí, respectivamente, las proyecciones para el
período en estudio se presentan en la tabla 9.
La subestación El Chota, presenta su servicio a las zonas del Valle del Chota, parte
del Cantón Mira y el Cantón Pimampiro la demanda crecerá de 3717 kW en 1998 a
4228 en el 2002.
La subestación el Ángel está destina a proveer del servicio eléctrico al Cantón Espejo
y Cantón Mira. Estas áreas tienen como característica particular su limitado
desarrollo comercial e industrial, en consecuencia su crecimiento es reducido tal
como se puede observar en la información que se presenta en la tabla 9.
Los Cantones Montúfary Bolívar reciben el servicio eléctrico de la Subestación San
Gabriel.
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
13
En esta zona debido al asentamiento de industrias procesadores de leche y
derivados, la energía y su potencia se incrementaran tal como se muestra en los
datos presentados en la tabla 9.
Los cantones Tulcán y Huaca están servidos de las subestaciones Tulcán y Camal,
el crecimiento en este caso tal como se observa en los datos de la tabla 9 son
aceptables.
Finalmente se presentan valores de proyección de la demanda como sistema total
global considerando la inclusión o no de la industria importante que es Selva Alegre.
El sistema total considera el caso de las proyecciones por subestación, mientras que
la del global como en todo. En la información se nota una discrepancia en los
resultados debido a que se ha considerado el factor de coincidencia de las
demandas máximas por subestación. De la misma manera existe la incidencia de la
Industria Selva Alegre en la demanda de potencia y Energía del sistema Eléctrico de
EMELNORTE S.A..
1.3. DEMAJNTDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DE LA ZONA DE
CAYAMBE
La subestación Cayambe tiene una capacidad de 10/12 MVA y posee cinco circuitos
primarios de distribución.
El circuito No 1 cubre la demanda residencial urbana y comercial y tiene una
capacidad instalada de 3220 kVA.
El circuito No 2 provee del servicio de electricidad a los consumidores residencial
urbano, industrial y residencial rural, con una capacidad instalada de 14552.5 kVA.
Es un circuito muy extenso la carga industrial y residencial rural es cubierta por el
circuito No 3 y tiene una capacidad instalada de 11955kVA.
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
14
Sirviendo una pequeña zona céntrica de la ciudad de Cayambe y la mayor extensión
rural, el circuito No 4 tiene una capacidad instalada de 1961 kVA.
Finalmente el circuito No 5 cubre parte industrial, residencial urbana y rural de
Cayambe y tiene una capacidad instalada de 6358 kVA.
Según, la información de la proyección de la demanda para el año 2002, la
subestación Cayambe ya tiene una demanda de 10715 kVA, que está sobre la
potencia nominal deí transformador cuyo valor es de 10 MVA, mientras que su
energía total es de 53983 MWh, Esto implica que es necesario una ampliación de la
capacidad de la subestación para cubrir la demanda de potencia y energía, ya que la
zona es predominantemente industrial.
1.4.
CONDICIONES ACTUALES DEL SUMINISTRO DEL SERVICIO
ELÉCTRICO EN LAS ZONAS CAYAMBE Y TABACUNDO.
El Cantón Cayambe, se encuentra servida por medio de circuito primarios de
distribución que se derivan de la subestación Cayambe, la misma que se halla
interconectada por medio de una línea de subtransmisión que une a la subestación
Otavalo a 69 kV. La zona de Cayambe es una área que está en pleno desarrollo y
crecimiento, cuya demanda está en función de la agroindustria, el comercio y la
residencia, esto implica que EMELNORTE S.A. debe poner atención a los
consumidores de tal manera de dotar de un servicio de calidad, confiable y seguro.
Muy cercano se encuentra el Cantón Tabacundo, zona próspera que en la actualidad
está en pleno desarrollo y crecimiento, especialmente la demanda está sujeta a la
agroindustria, de allí que es necesario hacer una revisión permanente del sistema
eléctrico, tarea que EMELNORTE S.A. ha considerado como prioridad y resultados
de los estudios eléctricos es el diseño y construcción de la línea de subtransmisión a
CAPITULO I
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
15
69 kV Cayambe - Tabacundo, la misma que reemplazara a la línea a 34.5 kV que
parte de la subestación Alpachaca, pasa por la derivación de Atuntaqui luego a la
San Vicente y finalmente llegar a la población de Tabacundo, es decir tiene un
recorrido de 37.8 km. EMELNORTE S.A., en su plan de expansión del año 2001,
está contemplado la línea Cayambe - La esperanza a un nivel de voltaje de 69 kV,
con una longitud de 15 km. De la misma manera esta previsto la construcción de una
subestación en el sector de La Esperanza.
El objeto del tema que se va a tratar es el diseño de la línea de subtransmisión
Cayambe - La Esperanza, la misma que contribuirá
electricidad en la zona de Tabacundo.
a mejorar el servicio de
CAPITULO 2
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 69 KV
DESDE LA S/E CAYAMBE A LA S/E LA ESPERANZA.
EMELNORTE S.A., en sus planes de expansión ha proyectado construir la
subestación la Esperanza de una potencia de 10 MVA, para cubrir la demanda de
energía, debido al crecimiento del sector productivo agrícola, floricultura y de su
población misma.
El diseño de la línea de subtransmisión a 69 kV desde la subestación Cayambe a la
subestación la Esperanza implica una serie de consideraciones de tipo técnico económico, que entre las más importantes se expondrán en este proyecto de
titulación y que se detallan a continuación;
2.1. PERFIL TOPOGRÁFICO PARA EL TRAZADO DE LA LINEA.
La ruta para el trazado de la línea fue seleccionada en forma conjunta con los
técnicos de EMELNORTE S.A., y coordinado por los técnicos de TRANSELECTR1C,
en el trazado se procuró evitar al máximo el cruce por zonas pobladas así como
también por vías de comunicación.
La zona del proyecto corresponde según las calificaciones hechas por el Ex 1NECEL a la zona II, es lo que corresponde a la parte alta del territorio ecuatoriano,
comprendida en la cordillera hasta una altura de 2800 m.s.n.m la ruta de la línea
abarca a territorios pertenecientes a la provincia de Pichincha en las zonas
pertenecientes a los Cantones Cayambe y Pedro Moncayo.
El punto de llegada de la línea es la subestación la Esperanza ubicada en el sector
del mismo nombre.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRANSMSION
17
Para el efecto de su trazado, se han tomado en cuenta las regulaciones establecidas
por los Municipios de las zonas de influencia del proyecto; las regulaciones
establecidas por el Ministerio de Obras Públicas, en cuanto tiene relación con la
distancia de la línea desde el eje de las vías carrozables de primero, segundo y
tercer orden, las prescripciones especiales que se establecen en las normas del Ex1NECEL para diseño de líneas de subtransmisión, en lo referente a cruzamiento y
paralelismo con otras líneas o con vías de comunicación, pasos sobre bosques,
plantaciones agrícolas o sobre zonas urbanas; prescripciones adicionales que para el
incremento de la seguridad de las personas y de las líneas se han establecido por la
Dirección de Aviación Civil.
El trazado de la ruta de la línea determina que su longitud sea de 11.95 km y que
debido a sus características esta contendría estructuras rurales con cable de guardia,
de hormigón armado y torres metálicas.
El tipo de terreno por el cual atraviesa la línea es plano e irregular, caracterizado por
la existencia de zonas agrícolas dedicadas al cultivo de flores y algunas zonas
ganaderas. Es necesario señalar que en el trayecto de la línea existe un número de
quebradas que son pequeñas, particularidades que permitió una adecuada selección
de estructuras y vanos.
El perfil topográfico del terreno con el eje de la línea se presenta en el plano 1 del
anexo 1.
2.2
DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRASMISION DESDE
SUBESTACIÓN
CAYAMBE
A
LA
SUBESTACIÓN
ESPERANZA
LA
LA
La línea de subtrasmisión a 69 kV, desde la subestación Cayambe a la subestación
La Esperanza, se encuentra ubicada en los cantones Cayambe y Pedro Moncayo,
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
18
pertinente a la provincia de Pichincha y que están dentro del área de concesión de
EMELNORTE S.A..
El trazado de la ruta de la línea determinó que su longitud será de 11.95 km.
La expansión de las plantaciones florícolas, que se realizará en el futuro debido a su
crecimiento y la puesta en marcha del canal de riego de Tabacundo, determinó una
adecuada selección de la estructura y vanos de tal manera de preveer plantaciones
florícolas que serán sembradas por debajo de la línea a construirse.
El trazado de la línea se presenta en el plano 1 del Anexo 1.
2.3
SELECCIÓN DE CONDUCTORES.
El conductor a utilizarse para las fases será de aluminio, sección 266.8 MCM,26 hilos
de aluminio y 7 hilos de acero, del tipo ACSR, denominado PARTRIDGE. Su
temperatura no podrá ser mayor a 45 grados centígrados en régimen permanente,
considerando que actúa a través del conductor un viento 60km/hora de velocidad y
una temperatura ambiente de 12 grados centígrados.
En lo que respecta a la selección del cable de guardia, se consideró la importancia
del mismo en el aislamiento de la línea, debido a que permite su blindaje o
apartamiento contra descargas atmosféricas y la protección se complementa con los
relés de protección que desconectan la línea cuando el sobrevoltaje origina
cortocircuitos.
En este caso es necesario el uso del cable de guardia considerando la zona en la
que se construirá la línea que tiene una alta probabilidad de descargas atmosféricas.
El cable de guardia será de acero protegido contra la corrosión; es decir, galvanizado
de 9.0 mm de diámetro y de una sección aproximada de 50 mm2.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
19
El límite térmico del cable de guardia deberá resistir durante 0.1 seg. la corriente
máxima de cortocircuito fase-tierra prevista para la línea sin que su temperatura se
eleve a más de 200 grados centígrados, considerando nula la disipación del calor del
conductor de guardia. Para corrientes debidas a descargas atmosféricas deberá
resistir por 0.001 seg. La corriente máxima prevista para las descargas atmosféricas.
El cable de guardia deberá conectarse directamente a las estructuras de hormigón
armado y en su parte metálica a las torres.
2.4.
HERRAJES.
Los herrajes seccionados deberán ser prácticamente inalterables a la acción
corrosiva del ambiente por lo mismo serán galvanizados en caliente con un
terminado de alta calidad.
Las grapas de retención deberán contener una superficie antideslizante y deberán
soportar una tensión mecánica en el cable del 90% de la carga de rotura del mismo.
Las dimensiones de los herrajes deberán ser normalizadas de acuerdo a las normas
para las líneas de 69 kV emitidas por el ex INECEL.
2.5.
AISLADORES.
Los aisladores a utilizarse en la construcción de la línea serán de porcelana. Sus
partes metálicas deberán estar adecuadamente protegidos por la acción corrosiva
del ambiente.
Se utilizarán los aisladores disco de tipo suspensión con acoplamiento bola-rotura de
254mm de diámetro y espaciamiento de 146 mm. La distancia mínima de fuga de los
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
20
aisladores está definida en conformidad a la selección y cálculos efectuados en base
a la clase de contaminación a la que está sometida casi el 100% del sector por la que
atraviesa la línea,
2.5.1. Criterios básicos para la determinación del tipo de aislamiento.
En las líneas de subtransmisión, el objetivo principal es elegir el aislamiento para
mantener una continuidad satisfactoria de servicio, al cumplir con todos ios
requerimientos de las distintas solicitaciones a las que están sometidas.
Es práctica usual determinan primero el número de aisladores requeridos de un
diseño dado por contaminación y a partir de este número de aisladores verificar el
comportamiento del aislamiento frente a otras solicitaciones.
Los aisladores a utilizarse deberán tener las siguientes dimensiones:
Aislador tipo disco:
-
Espaciamiento unitario:
146 mm
-
Diámetro:
254 mm
-
Distancia de fuga de aislador normal:
290 mm.
2.5.1.1.
Longitud de la cadena de aisladores
La longitud de la cadena de aisladores se obtiene da la siguiente expresión:
Lc=Ca + Hc
(mm)
Donde:
Le
: Longitud de la cadena de aisladores en mm
Ca
: Longitud según el número de aisladores.
He
: Longitud de los herrajes.
(2.1)
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
Ca^N.la
(2.2)
Hc = g + bh + re
(2.3)
21
Siendo :
N
; Número de aisladores
La
: Longitud de cada aislador
g
: Longitud de la grapa de suspensión
bh
: Longitud de la bola de horquilla
re
: Longitud de la rótula corta
Entonces aplicando las ecuaciones para el caso presente se tiene:
Lc = 6*146 + He (mm)
He = 50+ 93 + 45= 188 mm
Le =876+ 188 = 1064 mm = 1.064 m.
Para este caso se ha seleccionado 6 aisladores
2.5.1.2.
Cálculo del aislamiento por contaminación ambiental.
Se ha determinado que para una contaminación constante, el voltaje que puede
resistir un aislamiento es proporcional a la distancia de fuga. En consecuencia, para
cumplir con esta solicitación se debe determinar un número tal de aisladores cuya
distancia cumpla con los requerimientos establecidos para el grado de contaminación
por donde pasa la línea.
El tipo de contaminación al que está sometida esta línea a lo largo de su ruta de
recorrido se la considera de un tipo moderado.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
22
Se caracteriza por grandes extensiones de terrenos agrícolas y sometida en gran
parte a la acción de los químicos utilizados en fumigación.
De io expuesto se determina que la contaminación es de clasificación tipo C, El
número mínimo de aisladores requeridos por contaminación está determinado por la
ecuación:
d*d f
(2.4)
v
'
Donde:
Nc
Número mínimo de aisladores requeridos por contaminación
V
Voltaje máximo entre líneas (kV)
d
Densidad relativa del aire
b
Presión barométrica (cm Hg).
d
Distancia de fuga del aislador
Dfo
Distancia de fuga para un cierto grado de contaminación (cm/kV)
Ta
Temperatura ambiente (°C).
El número de aisladores por contaminación para este caso por ambiente tipo C, es
similar al determinado para la cadena de aisladores normal, es decir son 6.
2.5.1.3.
Aislamiento requerido por sobrevoltajes transitorios debido a
maniobra.
Los sobrevoltajes transitorios tienen una probabilidad de ocurrencia muy baja durante
la vida útil de una línea. Proyectar el aislamiento de las líneas para que resistan
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
23
todos los sobrevoltajes resulta antieconómico. Los sobrevoltajes transitorios de dan
en condiciones distintas de las normales.
El tratar el tema es demasiado complejo y considerando la zona por donde atraviesa
la línea no exige. De tal manera con el número de aisladores ya determinados
anteriormente se cubre estos efectos transitorios.
2.5.1.4.
Aislamiento por sobrevoltajes de origen externo.
El aislamiento de la línea por cubrir los sobrevoltajes de origen externo, que tiene un
cable de guardia, la importancia se da a ia puesta a tierra de las estructuras ya que
cuanto menor sea el valor de la resistencia de puesta a tierra, tanto más eficaz será
la protección de cable de tierra contra la corriente producida por las descargas
atmosféricas.
Al caer una descarga sobre una línea con cable de guardia pueden presentarse dos
situaciones que se manifiestan en dos tipos de perturbaciones que son:
Perturbaciones ocasionadas por la caída directa de la descarga sobre la
estructura y sobre el cable de guardia de la línea.
Perturbaciones ocasionadas por la descarga directamente sobre los conductores
de la línea.
El aislamiento deberá resistir los sobrevoltajes de origen atmosférico
a la altura
máxima de la línea sobre el nivel del mar. Para este caso y según las
recomendaciones de las normas del Ex- INECEL, se aceptará un total de dos fallas
anuales por circuito trifásico y por 100 km de longitud de líneas y se supondrán para
el cálculo niveles isoceráunicos máximos.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
24
Para el apantallamiento de la línea se adopta un ángulo de 30° que es el que forma
la vertical que pasa por el punto de fijación del hilo de guardia
con la recta
determinada por este con el conductor. Este ángulo asegura que la probabilidad de
descarga directa sobre los conductores sea mínima.
2.6.
ESTRUCTURAS
Y ACCESORIOS
DE POSTES, TORRES
Y
LÍNEA.
Los conductores de cada una de las fases de la línea se fija mediante aisladores y el
cable de guardia de modo directo a las estructuras. Estas estructuras serán de dos
tipos a saber de hormigón armado para la mayor parte de la línea y torres metálicas
para zonas especiales donde las circunstancias así lo exigieran.
Los materiales empleados deberán presentar una resistencia elevada a la corrosión y
en caso de no poseerlo será necesario darles el tratamiento adecuado.
Las varillas preformadas, las grapas de suspensión, las grapas de retención,
conectores, etc., estarán de acuerdo con las especificaciones y tamaño del conductor
que se seleccionó.
2.6.1. Estructura de Hormigón
Los postes de hormigón son las estructuras que se utilizarán en su mayor parte en la
construcción de la línea y son de 1000 y 1200 Kg de 16.5 y 18m de longitud, los
mismos que irán asentados en losetas de sustentación.
2.6.2. Estructura de hierro o torres.
Las estructuras de hierro serán fabricadas con perfil en L abiertos de por lo menos 4
mm de espesor, serán galvanizados en caliente y su sujeción se hará mediante
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
25
tornillos de cabeza redondeada, tipo remache. Estos tornillos no podrán hacérselos
en planos de perfil de anchura menor a 35 mm.
Las torres irán asentadas en bases o plataformas de hormigón armado de 2.59 x
2.59 m2.
Durante su montaje se deberá tener precaución para evitar perjuicios a las
superficies galvanizadas, así mismo se cuidará que los perfiles se guarden en
sectores secos y limpios.
Las torres a utilizarse en la construcción de la línea serán 5 tipo retención de 23 m de
altura.
2.6.3. Tensores
Para ios tensores se utilizará cable de acero galvanizado de alta resistencia
mecánica, con un diámetro no inferiora 9mm protegidos contra la corrosión mediante
el galvanizado.
Las varillas de anclaje deberán ser de acero galvanizado y de un diámetro no inferior
a 16 mm.
Los anclajes se fijarán en bloques de anclaje de hormigón armado de dimensiones
normalizadas. Tal como se muestra en el Anexo 2.
2.6.4. Numeración y avisos de peligro.
En cada estructura se marcará el número que le corresponda, de acuerdo con el
criterio de comienzo y fin de la línea, de tal forma que las cifras sean fácilmente
legibles desde el suelo.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
26
Estas deberán ser pintadas con números de color rojo de 25 cm de alto en fondo de
color blanco.
Los números irán colocados en una de las caras laterales de los postes, siendo esta
la que apreciarse desde la ruta de ingreso a la estructura desde la vía de
comunicación más próxima a la estructura.
2.7.
CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA.
Uno de los factores más importantes dentro de la operación de la línea y que debe
ser determinada para su cumplimiento es la regulación de voltaje, la cual debe estar
en el orden del 5% en las barras de la subestación la Esperanza, con una potencia
nominal de 8 Mw y factor de potencia de 0.85, que será la carga más representativa.
2.7.1. Característica Generales de la línea
La línea tiene las características que se señalan:
Voltaje de recepción
:
69kV
Porcentaje de Regulación ;
5%
Longitud de la línea
:
11.95 km.
Conductor
:
•
266.8 MCM, clave Partridge.
.
Sección total:
157.20 mm2
•
Diámetro total:
16.28 mm
•
Diámetro del hilo de aluminio:
2.57 mm.
•
Diámetro de hilo de acero:
2.00 mm
•
Número de hilos de aluminio:
26
•
Número de hilos de acero:
7
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
27
Disposición de los conductores en triángulo de acuerdo a la estructura S1G, de
las normas para líneas de 69 kV, según gráfico.
3.14 m
3.14 m
Es decir,
di2=3.14m
d 2 3=3.14m
d 1 3 ~2
m
2.7.2. Parámetros Eléctricos de la línea.
2.7.2.1
Resistencia Eléctrica
La zona II, según las normas para líneas de 69 kV, corresponde a una temperatura
de 12 °C.
La temperatura media de la zona es de 25°C, sin embargo existen épocas en las que
esta temperatura puede alcanzar valores superiores al señalado, sumando a ello la
temperatura originada por el efecto joule, por lo que el cálculo se realizará con el
valor de la resistencia de corriente altura Rae a 75°C, siendo su valor obtenido de las
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
28
tablas para el conductor que se ha seleccionado de 0.2392 ohmios, valor que
corresponde para condiciones extremas.
Si se considera despreciable el efecto pelicular, entonces la resistencia total de la
línea para la longitud que tiene la línea de subtransmisión y según el valor de tablas,
se tiene;
R = 0.2517 ohmios/ km x 11. 95 km = 3.0078 ohmios
2.7.2.2.
Reactancia Eléctrica
El valor de la inductancia por fase del circuito, no utilizado el acero como conductor,
se calcula por;
H
10~4
0.5 +4.605 Ig
km
(2.5)
donde;
De
; Distancia equivalente
rg
;Radio geométrico medio de cable
Además:
= r.n.R
Donde;
n
: Número de conductores por fase
r
: Radio del conductor
n"1
(2.6)
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
CAPITULO II
29
En consecuencia ios valores para el caso de la línea que esta bajo análisis es
= D 1 2 -D 1 3 -D 2 3
= 3.14*3.14*2 = 3.1644 m.
*r = 6.6064 mm.
Para el conductor ACSR, 266.8 MCM, 26/7,
0.5 + 4.605 Ig
Lk =1.2843
3.1644
•10
6.6064x10-
-4
mH/km
La reactancia por km será,
XL =27r.f.Lk =2n* 60* 1.2843*1 0"3 =0.4842
ohmios/km
y la reactancia total,
X L = 0.4842* 11.95 = 5.7862 ohmios
2.7.2.3.
Reactancia Capacitiva
De tablas, el valor de la reactancia capacitativa del conductor 266.8 MCM ACS R de
composición 26/7, es de 0.067 Megaohmios / km a una frecuencia de 60 Hz,
La capacidad para una fase del circuito está dada por ia ecuación;
x1Q- 9 [F/km]
c=
log
(2.7)
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
CAPITULO II
30
que reemplazando los datos, se tiene:
= 9.3168nF/km,
y, la suceptancia total portase será,
B = 2*71*60*9.3168 *10'y*11.95 = 41.9727 x1CTbmhos
2.7.2.4.
Conductancia Eléctrica.
En este caso se considera despreciable este valor debido a la buena calidad de
aislamiento de la línea, no existen corrientes entre los conductores y las estructuras,
ni superficialmente o a través del aislamiento, por lo cual en este caso sería nulo el
valor de la conductancia.
Pero, en realidad se puede estimar que existe corriente, ya que la resistencia que
ofrecería el aislamiento no puede ser infinita y se obtiene que la conductancia, será
el inverso de la resistencia de aislamiento. Portante,
[(Pérdida)
R(aislamiento)
(2.8)
La conductancia de una línea varía mucho, según el grado de humedad de la
atmósfera en tiempo seco y la línea bien aislada es nula, como ya se ha señalado.
El valor de la conductancia en función de las pérdidas de energía será:
P(kw/km)
V2(kV)
3
[mhos/km]
l
J
(2.9)
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
CAPITULO II
2.7.2.5.
31
Resumen de Parámetros Eléctricos
Los parámetros eléctricos calculados en los numerales anteriores, se resumen de la
manera siguiente:
Impedancia;
Z = R + jx = 3.0078 -i- J5.7862 ohmios
= - = GFJB=-J41.9727x10'6 .
Z.
mhos
Z =6.5213
y el argumento:
ohmnios
62.53°.
2.8. CALCULO DE LA CAEDA DE VOLTAJE.
El cálculo de la caída voltaje, se ha determinado para diferentes valores de potencia
transmitida y factor de potencia. La caída de voltaje esta donde dada por la siguiente
expresión, en la que se desprecia la admitancia por tener un valor muy pequeño.
Pr*Z
Vr*cosG
en donde:
(2.10)
CAPITULO II
Vr
: Voltaje de recepción
Z
: Impedancia
Pr
: Potencia de Recepción
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
32
Cos 6 : Factor de Potencia
El objeto del cálculo es para conocer que los valores de voltaje para diferentes
cargas y factores de potencia en el extremo receptor, que es la subestación la
Esperanza, están dentro de los limites máximos admisibles de regulación, es decir,
del 4 - 5% del voltaje nominal de entrega. En el caso presente, la obtención de una
buena regulación de voltaje es importante ya que si se toma en cuenta la longitud de
la línea desde la subestación Otavalo a Cayambe es de 26.5 km.
Los cálculos de la caída de voltaje para diferentes potencias de recepción y factores
de potencia, de conformidad con (2.10), se resumen en la tabla 10. que se presenta
a continuación.
Para los cálculos se considera,
Vr = 69 kV
Pr^ 6,7,8,9 y 10 Mw
Los cálculos efectuados demuestran que si se mantiene un nivel de voltaje de 69 kV
en las barras de la subestación la Esperanza, en el caso más crítico que la potencia
sea 10 Mw, la caída de voltaje será de 1.95%, y para un factor de potencia de 0.7.
Sin embargo es conveniente el realizar estudios de flujos de potencia para conocer el
estado de la operación del sistema eléctrico de EMELNORTE S.A. y tomar los
correctivos que el caso exija.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
33
Tabla 10; Valores de caída de voltaje
Potencia de
Recepción
(kW)
Factor de
Potencia
6000
6000
6000
6000
7000
7000
7000
7000
8000
8000
8000
8000
9000
9000
9000
9000
10000
10000
10000
10000
2.9.
1
0.9
0.85
0.7
1
0.9
0.85
0.7
1
0.9
0.85
0.7
1
0.9
0.85
0.7
1
0.9
0.85
0.7
Caída de
Voltaje (V)
327.01
363.34
384.72
467.16
381.51
423.9
448.84
545.01
436.01
484.46
512.95
622.87
490.52
545.02
577.08
700.74
' 545.02
605.58
641.2
. 778.6
Regulación
/o/ \)
0.82
0.91
0.96
1.17
0.96
1.06
1.13
1.37
1.09
1.21
1.29
1.56
1.23
1.37
1.45
1.76
1.37
1.52
1.61
1.95
CALCULO DEL RENDIMIENTO ENERGÉTICO.
Considerando que en los puntos de emisión y recepción, los valores de las corrientes
son iguales, las pérdidas son:
Pérdida de Potencia
P = 3I2R
(2.11)
Potencia Transportada
P=3VCos6
y el rendimiento será,
(2.12)
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
71 =
Pr
Pr+Pp
donde:
Pr
; Potencia de recepción.
Pp
: Potencia de pérdidas.
El porcentaje de pérdidas de potencia está dado por,
vicose
vcose
•
en donde,
P
SVCosG
(2.14)
Reemplazando (2,14) en (2,13), se tiene:
RP
V2cos2e
x100
(2.15)
o también.
Pp(%) =
en donde.
De tal manera que,
Cos2e
(2.16))
[2.13]
L
J
34
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMESIÓN
(S9884.39)2
=1.8908X10
35
-
En la tabla 11 se presenta los valores del rendimiento energético.
Tabla 11: Rendimiento
Potencia de
Factor de
Recepción
Potencia
(kW)
6000
6000
6000
6000
7000
7000
7000
7000
8000
8000
8000
8000
9000
9000
9000
9000
10000
10000
10000
10000
1
0.9
0.85
0.7
1
0.9
0.85
0.7
1
0.9
0.85
0.7
1
0.9
0.85
0.7
1
0.9
0.85
0.7
Pérdida de
Potencia Rendimien.
(%)
(kW)
22.689
28.005
31.398
46.296
30.879
38.124
42.741
63.021
40.338
49.800
55.830
82.320
51.051
63.030
70.664
104.194
63.026
77.801
87.223
128.610
99.62
99.54
99.48
99.23
99.56
99.46
99.32
99.11
99.50
99.38
99.31
99.98
99.44
99.30
99.22
98.86
99.37
99.23
99.14
98.70
Los cálculos de! rendimiento señalan un valor aceptable cuyo valor de 98.73 %,
muestra que en el caso del transformador estar suministrando una carga superior al
valor de placa en la línea las pérdidas están en el orden de 128.61 kW. Si se
considera una carga de 6000 kW y un factor de potencia 0.7, las pérdidas en la línea
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
36
son 46.296 kW y un rendimiento del 99.23% que son valores que están dentro
márgenes aceptables,
2.10. CÁLCULO MECÁNICO
2.10.1. Cálculo de la distancia entre conductores
La consideración de mantener una distancia adecuada entre los conductores que
forman las fases de una línea aérea es de importancia para que exista una buen
servicio y de la misma manera esté mejor protegida cortocircuitos entre líneas o de
los conductores a tierra, debido a la presencia de oscilaciones de los conductores por
la acción del viento.
La altura de las estructuras será la necesaria para que ios conductores con su flecha
máxima vertical, queden situados por encima de cualquier punto del terreno o
superficie de agua a una altura mínima de 6m. El valor se obtiene de:
Distancia = 5.30 + V
= 5.76 m.
150
En las hipótesis de cálculo de flechas máxima se mantendrá una distancia inferior en
un metro a la señalada anteriormente, considerando en este caso el conductor con la
desviación producida por el viento.
Los conductores de una misma barra pertenecientes a una misma tema deberán
tener entre si una distancia definida por la siguiente ecuación, válida para
conductores de una misma sección, igual material y flecha.
(2.18)
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
37
donde:
a
: Separación de los conductores en metros
fe
: Flecha normal, del conductor en metros para la condición máxima de
temperatura y vano máximo.
Ic
: Longitud de la cadena de aisladores en m.
En caso de anclaje le = o, para el presente caso le = 1.064 m.
Ki
: Factor que depende del ángulo de inclinación del conductor debida al viento.
K2
: Separación mínima en medio vano es decir,
K
r\ — 2
150*a
donde a = 1
2.10.2. Cálculo del ángulo de oscilación de los conductores debido al viento.
El ángulo de oscilación de los conductores debido al viento está dado por,
= artg-
(2.19)
P
donde:
f
: Fuerza del viento en condiciones máximas [Kg /mj
P
: Peso del Conductor
2.10.3. Ecuación de cambio de Estado del Conductor
Esta ecuación se utiliza para determinar la tensión de los conductores en función de
ciertas características de la zona por las que atraviesa la línea como son: viento y
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
38
temperatura. Es necesario conocer las condiciones iniciales del conductor para
posteriormente el determinar el estado mecánico final del mismo.
2.10.3.1. Hipótesis de Cálculo
Se calcularán las tensiones finales en función de vano medio aceptado para el nivel
de voltaje que en este caso es 69 kV y para la zona 2, cuyos datos se presentan en
la tabla 12.
Tabla 12: Parámetros para la zona II
Condición
Final 1
Final 2
Final 3
Inicial
Temperatura
Zona 2 (°C)
45
-5
5
12
Viento
(Km/h)
Tensión
(%)
60
25
Durante todo el estudio la zona 2 corresponde a la Sierra.
La condición final 1 permite calcular la flecha máxima y la plantilla que se utilizará en
la localización de los postes y torres sobre el perfil topográfico.
La condición final 2 permite verificar el libramiento en caso de cruce con una línea
existente que pasa por debajo de ella.
La condición final 3 permite determinar la tensión máxima resultante, la cual se utiliza
para el.diseño de las estructuras y sus fundaciones.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
39
Para el cálculo de las fechas se utilizan las mismas hipótesis además, de que se
simula un estado de sobrecarga continua en la línea.
Las condiciones son; temperatura igual a 45°C y no se considera carga debido al
viento.
Los dos procesos se implementarán de igual forma para el cálculo de tensiones y
flechas en el cable de guardia, aunque según las normas del Ex- 1NECEL, se puede
obviar el cálculo exacto y determinarlo de una manera aproximada.
2.10.3.2. Cálculo de la tensión y flecha del conductor o cable de guardia.
Para el cálculo de la tensión final del conductor o cable'de guardia se debe aplicar la
ecuación de cambio de estado, la cual hace una aproximación entre la verdadera
curva que forma el conductor (catenaria) y la parábola cuya ecuación es más
sencilla, lo que simplifica el desarrollo de la ecuación de los cálculos, dando por
supuesto resultados muy aproximados que son aceptables para el presente estudio.
La ecuación del cambio de estado es,
(2,o)
donde;
w
: Peso del conductor o del cable de guardia ( o el peso aparente en caso
de sobrecarga por acción del viento (kg /m.mm2).
Qiy Qa
: Temperaturas a las que puede estar sometido el conductor o cable de
guardia (°C).
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
E
: Módulo de elasticidad del cable Kg /mm 2
a1
: Coeficiente de dilatación lineal del conductor o cable de guardia (1/°C)
T,
: Tensión inicial correspondiente a Q^kg)
T2
; Tensión final correspondiente a Q2(kg)
40
Para el cálculo de la flecha del conductor o cable de guardia se utiliza la siguiente
expresión:
8T
(2.21)
V
;
donde:
f
: Flecha del conductor o del cable de guardia (m)
a
: Vano para el que se realiza el cálculo (m)
w
: Peso del conductor (Kg/m).
T
: Tensión final (Kg)
También en forma aproximada, se calcula la flecha del cable de guardia, mediante la
siguiente ecuación.
fcg = O.Qfc
(2.22)
Donde:
fcg
: Flecha del cable de guardia (m)
fe
: Flecha del conductor (m).
Mediante la ayuda de ios programas computacionales existentes en Transelectric, se
obtuvieron los resultados los mismos que se presentan en las tablas 13, 14 y 15.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
41
En la tabla 13, se observa los datos que son necesarios para el cálculo y los
resultados que se obtienen de resolver la ecuación de cambio de estado. De la
misma manera, se obtiene información de la tensión de los conductores para
condiciones de frío, máxima carga, caliente y emergencia para valores variables de
varios.
En la tabla 14, se tiene los cálculos de la catenaria para un vano de diseño dado en
la tabla y un gráfico con las cuatro curvas, para las condiciones de frío, máxima
carga, caliente y emergencia.
De la misma manera en la tabla 15, se presenta el resumen de los cálculos de las
flechas para las condiciones de frío, máxima carga, caliente y emergencia para
varios valores de vano.
Estas tablas facilitan la información para el trazado de la línea en el perfil topográfico.
2.10.3.3. Capacidad térmica del Conductor.
Para determinar la capacidad térmica del conductor, se utiliza la ecuación de
equilibrio térmico, el cual permite el determinar el diámetro mínimo por límite térmico
que el conductor debe cumplir, bajo las condiciones siguientes: la temperatura del
conductor no podrá ser superior a 80°C en estado permanente, la corriente máxima
admisible se calculará para la cota máxima de la línea con un viento de 0.61 m/seg,
efecto del sol, factor de emisividad de 0.5 y con temperatura de 12°C.
La ecuación es:
Q, + Q. = Q 0 +Q r
donde:
(2.23)
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
Qj
: Calentamiento por efecto joule (w/cm)
Qs
: Calentamiento por radiación solar (w/cm)
Qc
: Pérdidas de calor por conversión (natural y forzada) (w/cm)
Qr
: Pérdidas de calor por radiación (w/cm).
42
Si se cumple la ecuación de equilibrio térmico, se asegura que la temperatura del
conductor, no sea superior a la temperatura de servicio recomendada.
Las pérdidas de calor por radiación, se calcula por,
Q r =7 t *E m *S*d(T 2 4 -T 1 ")
(2.24))
donde:
O..
Pérdida de calor por radiación expresada en w/cm de longitud de conductor.
Em
Emisividad del conductor
S
Constante de Stefan - Boltzman que es igual a 5.7 x 10n-\vlcm 2
d
Diámetro del conductor, expresado en cm.
Temperatura del conductor expresada en °K
Temperatura del aire expresada en ° K
Las pérdidas por convección se deben a dos casos natural y forzada.
Las pérdidas de calor por convección y natural, se determinan mediante la siguiente
expresión:
Qc = 12.8 * 1CT4 * 0 • (d3 * 0J"233
(2.25)
Qc
: Pérdidas por conexión natural en W/cm de longitud
0
: Elevación de temperatura del conductor en °C.
CAPITULO II
d
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRAKSMSIÓN
43
: Diámetro del conductor en cm.
La convección forzada, se determina por;
Q c =13.8*10- 4 *9(V ef xd) a448
(2.26)
donde;
Qc
: Perdidas de convección forzada expresada en W/cm de longitud de
conductor.
9
: Elevación de la temperatura en °C
d
: Diámetro del conductor en cm.
Vef
: Velocidad efectiva del viento en cm/seg.
La velocidad efectiva del viento se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:
Vef = V * 5
(2.27)
Donde:
Vef
: Velocidad efectiva del viento en cm/seg.
V
: Velocidad mínima del viento en cm/seg.
6
: Densidad relativa del aire.
La densidad relativa del aire se puede determinar por:
5 = 0.383———
273+ T1
Donde:
5
: Densidad relativa del aire
Pb
: Presión barométrica del aire en mm Hg.
T1
: Temperatura del aire en °C
(2.28)
V
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMtSIÓN
44
Las pérdidas de calor por radiación solar se determinan por:
Qs=a*s2*d
(2.29)
Donde;
Qs
: Calentamiento por radiación solaren W/cm de longitud del conductor
a
: Coeficiente de absorción solar
s2
; Intensidad de radiación solar en W/cm2
d
: Diámetro del conductor en centímetros
El calentamiento por efecto joule debido al paso de la corriente por el conductor se
determina por la siguiente expresión:
Qj=!2-R
(2.30)
Donde
QÍ
: Calentamiento por efecto joule en W/cm de longitud de conductor.
1
: Máxima intensidad de corriente admisible en el conductor en amperios.
R
: Resistencia del conductor a su temperatura máxima admisible en ohmios/ cm
de longitud de conductor.
La máxima corriente admisible del conductor se determina por
Pmáx
J e f *kV
(2.31)
Donde:
Pmáx
'. Potencia máxima a transmitirse en MVA.
Nef
: Número de conductores por fase.
KV
: Voltaje nominal de transmisión entre fases en kV
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
45
La resistencia del conductor a su temperatura máxima admisible se determina por:
(2.32)
Donde
Ro
: Resistencia del conductor a 60 Hz y a una temperatura de 25 °C.
p
: Coeficiente de variación de la resistencia con la temperatura en 1/°C
T2
: Temperatura máxima admisible de conductor en °K
T1
; Temperatura del conductor para una resistencia conocida en °K
La ecuación del equilibrio térmico es universal y sirve para determinar la capacidad
térmica del conductor que se ha seleccionado o a su vez se remplazara por otro.
El valor de la resistencia debe ser el correspondiente a corriente alterna. Para cables
que no tienen acero se puede usar el valor de la resistencia en comente continua,
para conductores tipo ASCR, el valor de la resistencia en corriente alterna es
superior al de corriente continua en cuanto a la temperatura los valores que se
utilizan son los que corresponden a la zona por donde atraviesa la línea y son
determinados por el EX- INECEL.
Los valores de la intensidad de la radiación solar, se dan en tablas de valores
calculados de acuerdo a datos suministrados
por el Instituto
Nacional de
Meteorología e Hidrología.
En el caso de conductores recientemente instalados esta en condiciones de perfecta
brillantes pero con el transcurso del tiempo se oxida, la cual depende de la atmósfera
en la que se encuentre el conductor. Para" el calculo se considera un factor de
emisividad de 0.5, el valor que corresponde a conductores en mediano estado de
envejecimiento. El coeficiente de absorción solar por idénticas razones se toma igual
al factor de emisividad es decir, igual a 0.5.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRANSMSION
46
El conductor alcanza su máxima temperatura de diseño en pocas ocasiones, ya que
requiere de la coincidencia de todos los factores severos y que mantienen esa
temperatura únicamente en corto tiempo, en consecuencia, se puede usar como
temperaturas de diseño 100 °C o más. Sin embargo no se recomienda la operación a
temperaturas mayores a 80 °C.
De tal manera que de acuerdo con todos estos considerandos más la ayuda de las
ecuaciones y los programas digitales existentes en Transelectric los resultados se
presentan en la tabla 16, lo cual para el conductor seleccionado la información es
aceptable.
2.11. LOCALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS
Los cálculos eléctricos ayudan a conocer la posible operación de la línea, mientras
que las consideraciones del ambiente más información de características mecánicas
de los elementos a emplearse en la línea así como el más determinante el perfil
topográfico, ayudan al trazado de la línea y localización de las estructuras.
El perfil topográfico con la localización de las estructuras y características de trazado
de la línea se presentaron en el anexo 1.
En la tabla 17 se presenta el resumen de listado de las estructuras que se requieren
para la construcción de la línea, así como en el anexo 3 se presenta un diagrama a
manera de ejemplo de la estructura SG1, extractado de las normas para líneas de
subtransmisión publicado por el EX- INECEL
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
47
2.12 Lista de Materiales
En base al listado de las estructuras presentadas en le mineral 2.11, en la tabla 18,
se presenta el listado de los materiales a ser usados en las estructuras que
soportarán los conductores de la línea.
La tabla 19, presenta un resumen de la lista de los perfiles de las estructuras que se
requieren para el armado de las torres,
2.13 Presupuesto
El diseño de la línea de Subtransmisión Subestación Cayambe - Subestación La
Esperanza determina la elaboración de un presupuesto para ejecutar su construcción
el mismo que se resume en la tabla 20,21 y 22.
El costo total dei proyecto es de USD 504.737,00.
2.14 Tablas de Tendido
Como un aporte para la construcción de la línea se hicieron los cálculos para
preparar las tablas de tendido, la misma que se resume en las tablas desde la 23
hasta la 38. De igual manera se presenta en el anexo 4 la tabla de hipótesis de carga
de las estructuras.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
49
Tabla 13
PASO 1 ECUACIÓN DE ESTADO
FAVOR ESCRIBA LOS DATOS EN LAS CASILLAS GRISES
LAS CASILLAS BLANCAS LAS CALCULA EL PROGRAMA
ZONA
CONDUCTOR TIPO
E.D.S.% TENSIÓN DE RUPTURA
VELOCIDAD VIENTO km/h
VELOCIDAD MÁXIMA VIENTO
VANO DISEÑO (ENTRE 300 - 500)
TEMPERATURA ESTADO 0
TEMPERATURA EN CALIENTE
DELTA TEMPERATURA
TENSIÓN DE RUPTURA kg
PESO UNITARIO kg/m
MOD ELASTICIDAD inicial kg/mm2
MOD ELASTICIDAD final kg/mm2
SECCIÓN mm2
DIÁMETRO DEL CABLE mm
COEF DILATACIÓN LINEAL 1/C
LIMITE DE VANOS
LIMITE SUPERIOR
LIMITE INFERIOR
INCREMENTO
2
ESTADO
MAX CARGA
5
EMERGEN
60
partridge
F
VU
VM
V
T1
T2
t
TR
PO
El
EF
A
DC
DL
C1
C2
C
VANO
ECUACIÓN DE ESTADO
MIN TEMP
-5
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
18
0
60
200
12
45
33
EFECTIVO VIENTO
0.00
0.55
0.28
0.62
5100
0.547
5200
8360
157.23
16.3
0.0000195
1100
100
50
FRIÓ
1262.15
1180.70
1108.94
1056.31
1020.32
995.85
978.86
966.73
957.83
951.13
945.96
941.91
938.67
936.05
933.89
932.09
930.59
929.31
928.21
TENSIÓN
MAX CARGA CALIENTE
509.35
1080.77
1068.89
613.68
1059.56
686.24
737.89
1052.92
1048.28
775.35
803.03
1045.02
823.86
1042.67
839.79
1040.95
1039.65
852.18
1038.66
861.96
1037.88
869.78
876.13
1037.26
1036,76
881.34
885.66
1036.36
1036.02
889.27
1035.73
892.32
1035.50
894.92
897.15
1035.29
899.08
1035.12
EMER
420.41
535.58
619.25
680.97
727.12
762.09
788.93
809.83
826.32
839.48
850.13
858.83
866.01
872.00
877.05
881.32
884.98
888.13
890.85
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
Tabla 14
PASO 2 CALCULO DE LA CATENARIA
TENSIÓN VANO DE DISEÑO
PARÁMETRO a
FRIÓ
1 686.00
3082.27
MAX CARGA
1052.92
1924.89
CALIENTE
686.24
1254.56
EMER
680.97
1244.92
X
FRIÓ
MAX CARGA
-400
-375
-350
-325
-300
-275
-250
-225
-200
-175
-150
-125
-100
41.711
36.644
31.908
27.502
23.425
19.677
16.258
13.165
10.400
7.960
5.847
4.060
2.598
1.461
0.649
0.162
0.000
0.162
0.649
1.461
2.598
4.060
5.847
7.960
10.400
13.165
16.258
19.677
23.425
27.502
31.908
36.644
41.711
CALIENTE
64.309
375
400
25.991
22.840
19.893
17.150
14,611
12.276
10.144
8.216
6.491
4.969
3.651
2.535
1.622
0.913
0.406
0.101
0.000
0.101
0.406
0.913
1.622
2.535
3.651
4.969
6.491
8.216
10.144
12.276
14.611
17.150
19.893
22.840
25.991
56.464
49.139
42.332
36.040
30.261
24.992
20.231
15.976
12.225
8.978
6.232
3,988
2.242
0.996
0.249
0.000
0.249
0.996
2.242
3.988
6.232
8.978
12.225
15.976
20.231
24.992
30.261
36.040
42.332
49.139
56.464
64.309
EMER
64.816
56.908
49.525
42.664
36.322
30.497
25.186
20.388
16.100
12.320
9,048
6,281
4.018
2.260
1.004
0.251
0.000
0.251
1.004
2.260
4.018
6.281
9.048
12,320
16.100
20,388
25.186
30.497
36.322
42.664
49.525
56.908
64.816
275
12.276
19.677
30.261
30.497
TH
a
ECUACIÓN Y = a(COSH(x/a)-1)
-75
-50
-25
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
325
350
GRÁFICO CATENARIA
-275 -225 -175 -125 -75
-25
25
75
125
175
225
275
325
375
425
475
50
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
51
Tabla 15
PASO 3 CALCULO DE LAS FLECHAS
VANO
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
FRIÓ
0.54
1.30
2.47
4.05
6.03
8.41
11.18
14.32
17.85
21.75
26.02
30.67
35.69
41.09
46.86
53.00
59.51
66.40
73.66
FLECHA
MAX CARGA CALIENTE
0.63
1.34
1.44
2.51
2.58
3.99
4.06
5.79
5.87
7.94
10.43
8.02
10.49
13.28
13.30
16.49
16.44
20.06
24.00
19.91
23.72
28.30
27.85
32.97
32.32
38.01
43.43
37.11
42.24
49.21
47.70
55.36
53.49
61.89
59.60
68.78
66.06
76.05
COLD
1.30
MAX CARGA
66.06
EMER
1.63
2.87
4.42
6.28
8.46
10.99
13.87
17.10
20.69
24.64
28.95
33.64
38.69
44.11
49.89
56.05
62.58
69.48
76.75
PASO 4 CALCULO DE LAS TENSIONES
3,1 TENSIÓN MÁXIMA EN EL SOPORTE
FLECHA
|f
TENSIÓN MAX
M1N1M TEMP MAX CARGA
SIN VIENTO CON VIENTO
1181
1076
TH
DIAGRAMA
PO
TENSIÓN NORMAL
PESO POR 1/2 VEL VIENTO
PESO POR 1/4 VEL VIENTO
T
PV1/2
PV1/4
918
FLECHA
1/2 PRESIÓN 1/4 PRESIÓN
0.65
0.65
0.56
0,14
0.55
0.07
0.55
0.02
TENSIÓN H MAX CARGA A
TENSIÓN H MEC MAX
1/2 PRESIÓN 1/4 PRESIÓN 1/2 PRESIÓN 1/4 PRESIÓN
1059
1053
1059
1054
INGRESO DE DATOS
0.0717
Resistencia del conductor a delta t
90
0
90
90
0.5
0.5
grados
96.4
0.00943
0.0515
0.0608
2
30
45
0.065
0.642
69
2
partridge
Coeficiente de emisividad e =
Coeficiente de absorción solara =
ÁNGULOS DE INCIDENCIA
Ángulo del sol grados
Ángulo de línea grados
Ángulo del sol grados
Ángulo efectivo de incidencia
DATOS DE LA TABLA 6-5A
Densidad del aire pf
Viscosidad absoluta uf
Conductividad del aire kf
DATOS DE LA TABLA 6-6B
Cantidad de calor recibida por el sol Qc
ZONA
CONDUCTOR (nombre)
Nivel de tensión de transmisión
Velocidad del viento (pies/seg)
Temperatura ambiente Ta (g centígrados)
Temperatura conductor Te (g centígrados)
Máxima resistencia a 20 g C (ohmios/1 OOOpies)
Diámetro del conductor (pulg)
Tabla 16
radianes
1.57
0.00
1.57
1.57
RESULTADOS 3000 m
CORRIENTE A LIMITE TÉRMICO I (amp) =
POTENCIA DE TRANSMISIÓN (MVA)
CORRIENTE A MAS DE 3000 m
Forced convection heat loss qc
Radiated high loss qr
Solar heat gain qs
RESULTADOS nivel del mar
CORRIENTE A LIMITE TÉRMICO I (amp) =
POTENCIA DE TRANSMISIÓN (MVA)
CÁLCULOS
Cálculo de Tf temperatura película de aire
CALCULO SIN VIENTO
Natural convection heat loss qc sea level
Natural convection heat loss qc high altitudes
CALCULO CON VIENTO
Forced convection heat loss qc
Radiated high loss qr
Solar heat gain qs
CALCULO DE LA CAPACIDAD TÉR
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSION
Tabla 17
TABLA DE UBICACIÓN DE ESTRUCTURAS
LINEA DE TRANSMISIÓN CAYAMBE LA ESPERANZA
Num
1
2
3
4
5
6
7
TIPO
VANO ADEL
ABCISA
A10
S1G
S1G
216
233
187
193
169
149
273
193
222
249
216
449
S1G
S1G
S1G
S1G
8
9
10
11
RH1G
S1G
155
12
13
RH1G
S1G
213
146
14
15
16
S1G
83
S1G
S1G
ASO
236
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
S1G
RH1G
S1G
155
181
S1G
138
S1G
S1G
S1G
S1G
182
221
145
166
172
327
132
175
189
S1G
RH1G
ASO
S1G
ASO
S1G
S1G
32
RH1G
RH1G
33
S1G
34
35
36
37
A60
S1G
S1G
S1G
S1G
S1G
31
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
135
223
179
S1G
267
132
293
143
213
184
187
195
209
184
125
112
ASO
195
S1G
217
256
220
159
203
S1G
S1G
RH1G
S1G
S1G
S1G
S1G
A30
S1G
S1G
S1G
191
201
207
205
ASO
180
151.5
S1G
154.5
S1G
S1G
S1G
S1G
S1G
156
S1G
97
162
142
ASO
S1G
A10
177
152
164
222
ALTURA EST
22.1
APA
12
APA DIBUJO
13.75
16.5
8.125
20
9.75
9.75
11.1
11.1
11.1
12.5
22.1
12
18
18
11.1
11.1
9.75
13.75
11.5
11.5
8.125
13.75
11.5
8.125
8.125
11.5
13.75
11.5
11.5
11.5
8.125
11.5
8.125
8.125
8.125
13.75
8.125
13.75
11.5
11.5
8.125
8.125
636
16.5
829
998
18
18
18
1147
1420
1613
1835
2084
2239
2452
2598
2681
2816
3052
3207
16.5
22.1
3388
18
3526
3708
3929
4074
4240
4412
4739
4871
5046
5235
5458
5637
5904
18
6036
6329
6472
6685
6869
7056
7251
7460
7644
7769
7881
8076
8293
8549
8769
8928
9131
9322
9523
9730
9935
18
16.5
16.5
16.5
22.1
18
16.5
18
16.5
16.5
16.5
22.1
16.5
22.1
18
18
16.5
16.5
16.5
22.1
22.1
16.5
16.5
11.1
9.75
9.75
11.1
12
11.1
11.1
11.1
9.75
11.1
9.75
9.75
9.75
12
9.75
12
11.1
11.1
9.75
9.75
12.5
12
16.5
10.5
9.75
9.75
9.75
9.75
9.75
11.1
9.75
22.1
12
16.5
9.75
11.1
11.1
9.75
11.1
11.1
16.5
16.5
16.5
18
18
18
16.5
18
18
22.1
12
20
18
12.5
11.1
9.75
10115
10266.5
10421
10577
10754
10906
11070
16.5
22.1
16.5
16.5
16.5
16.5
11292
11389
11551
18
18
11693
12
16.5
13
9.75
9.75
9.75
9.75
9.75
11.1
11.1
22.1
16.5
9.75
22.1
12
12
8.125
11.5
11.5
11.5
15
15
13.75
10
8.125
8.125
8.125
8.125
8.125
11.5
8.125
13.75
8.125
11.5
11.5
8.125
11.5
11.5
13.75
15
11.5
8.125
16.25
8.125
8.125
8.125
8.125
8.125
11.5
11.5
13.75
8.125
13.75
COTA
2799.4
2791.3
2797.4
2812.9
2812.8
2820.1
2820.6
2830.3
2822.3
2821.6
2826.4
2836.9
2853.4
2867.3
2869.2
2876.4
2885.6
2892.2
2902.2
2905.8
2905.8
2909.2
2911.1
2912.0
2904.0
2898.4
2906.6
2907.6
2906.6
2902.8
2899.6
2910.9
2923.3
2949.4
2964.4
2953.4
2951.2
2944.1
2936.9
2940.9
2940.8
2938.0
2923.9
2908.6
2886.4
2888.9
2864.8
2858.6
2866.6
2871.2
2881.4
2891.2
2897.9
2905.8
2917.7
2933.3
2940.9
2947.2
VANO PESO
170.1
129.3
123.0
312.4
124.6
198.8
181.8
337.2
152.3
213.0
110.6
195.1
163.2
209.5
46.9
211.7
205.3
142.0
200.9
201.9
162.9
209.3
151.5
235.1
201.9
159.6
187.8
218.7
214.3
212.0
133.7
100.2
249.4
209.6
375.4
144.0
219.2
188.6
130.4
213.0
207.7
208.5
130.3
213.2
104.4
393.2
87.4
89.5
210.9
162.7
221.5
225.9
143.8
173.6
90.9
228.2
184.2
91.7
2960.6
2971.1
180.9
189.5
2987.5
2993.2
173.4
3005.0
3012.1
137.8
142.6
156.1
55
LISTA DE MATERIALES
LINEA DE TRANSMISIÓN CAYAMBE LA ESPERANZA
EMELNORTE,
MATERIAL
Acoplamiento Bola - Ojo
Acoplamiento Bola - Ojo (Ball - Eye)
Acoplamiento En V ( V Shacie )
Acoplamiento Rotula corta ( Shocket Eye)
Acoplamiento Rotula corta ( Socket Eye)
Adaptador Horquilla - Ojo
Adaptador U Grillete Con Pasador De 16 mm De Diámetro
Adaptador U Grillete Con Pasador De 19 mm De Diámetro
Adaptador Y - Horquilla
Adaptador Y - De Acero Galvanizado Tipo Bola Horquilla
Aialador De Suspensión Clase Ansí 52-3
Aisladores Tipo Bola - Rotula 15.000 Libras Tipo Fog
Amortiguadores Para 266 MCM
Arandela Plana De 100x100x6 Con Perforación Para Perno De 13 mm De Diámetro
Arandela Plana De 3 mm De Espesor Para Perno De 13 mm De Diámetro
Arandela Plana De 3 mm De Espesor Para Perno De 16 mm De Diámetro
Arandela Plana De 3 mm De Espesor Para Perno De 19 mm De Diámetro
Bloque de Hormigón
Cable de Acero Galvanizado, Para Cable Tensor
Conector De Puesta A Tierra A Perfil Plano
Conector De Ranuras Paralelas Para Cable De Acero 5/16 De Diámetro
Conector De Ranuras Paralelas Para Conexión De Dos Conductores 266 MCM
Tabla 18
C
MATERIAL
Conecíor Para Acero - Acero
Conecíor Para Placa - Acero
Cotratuerca De Acero Para Perno De 13 mm de Diámetro
Cotratuerca De Acero Para Perno De 16 mm de Diámetro
Cotratuerca De Acero Para Perno De 19 mm de Diámetro
Cruceta De Hierro Galvanizado 100x100x6 mm (1600)
Cruceta De Hierro Galvanizado 100x100x6 mm (1800)
Cruceta De Hierro Galvanizado 100x100x6 mm (5000)
Eslab{on Angular Para Cable De Acero De 1/2"
Grapa De Anclaje Para Cable de Acero
Grapa De Retención Para Cable De Acero 5/16 De Diámetro
Grapa De Retención Tipo Pistola ( Strain Clamp )
Grapa De Retención Terminal Para Conductor ACSR 266 MCM Tipo Partridge
Grapa De Suspensión Para Cable De Acero 5/16 De Diámetro
Grapa De Suspensión Para Conductor ASCR 266 MCM Tipo Partridge
Grapa De Suspensión Tipo Terminal Para Conductor ACSR 266 MCM Tipo Partridge
Grapa Mordaza De Acero Galvanizado Con Tres Pernos De 16 mm De Diámetro
Grillete Con Pasador
Juego De Varillas De Armar Para Cable De Acero 5/1 6 De Diámetro
Juego De Varillas De Armar Para Conductor ASCR 266 MCM Tipo Partridge
Ojo Eslabón
Perno De 13 mm De Diámetro 60 mm De Longitud
Perno De Ojo De 16 mm De Diámetro 240 mm De Longitud
Perno De Ojo De 16 mm De Diámetro 290 mm De Longitud
Perno De Ojo De 19 mm De Diámetro 260 mm De Longitud
Perno Máquina De 16 mm De Diámetro , 50 mm De Long.
Perno Tipo Máquina De 16 mm De Diámetro , 240 mm De Long,
Perno Tipo Máquina De 16 mm De Diámetro , 260 mm De Long.
Perno Tipo Máquina De 16 mm De Diámetro , 50 mm De Long.
Perno Tipo Máquina De 19 mm De Diámetro y Longitud Correspondiente.
LISTA DE MATERIALES
LINEA DE TRANSMISIÓN CAYAMBE LA ESPERANZA
EMELNORTE
Tabla 18: Continuación
C
MATERIAL
Perno Tipo Máquina De 19 mm De Diámetro , 310 mm De Long.
Perno Tipo Máquina De 19 mm De Diámetro , 330 mm De Long.
Perno U De 16 mm De Diámetro, 180 De Long., 60 mm De Separación Entre Centros
Pie De Amigo De Acero Galvanizado 50x60x120 mm
Pletina De Doble Cruceta De Hierro Galvanizado
Poste de Hormigón
Soporte Para Una/Dos/Tres Pesas
Templador De Acero
Tuerca De Acero Para Perno De 13 mm De Diámetro
Tuerca De Acero Para Perno De 16 mm De Diámetro
Tuerca De Acero Para Perno De 19 mm De Diámetro
Tuerca De Ojo Para Perno De 19 mm De Diámetro
Varilla De Hierro De 19 mm De Diámetro Y 2400 mm De Longitud Por Ojo De Sección
Acanalada De Una Vía
Varilla De Armar Para Partridge 266 MCM
LISTA DE MATERIALES
LINEA DE TRANSMISIÓN CAYAMBE LA ESPERANZA
EMELNORTE
Tabla 18: Continuación
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
Tabla 19
LINEA DE TRANSMISIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A10-266.8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.244.
41.244.001
41 .244.002
41 .244.003
41 .244.004
41.244.005
41.244.006
41.244.007
41 .244.008
41 .244.009
41.244.010
41.244.011
41.244.012
41.244.013
41.244.014
41.244.015
41.244.016
41.244.017
41.244.018
41.244.019
41 .244.020
41.244.021
41.244.022
41.244.023
41 .244.024
41 .244.025
41 .244.026
41.244.027
41 .244.028
41 .244.029
41 .244.030
41 .244.031
41.244.032
41.244.033
41.244.034
41.244.035
41.244.036
41.244.037
41.244.038
41.244.039
41.244.040
41 .244.041
41 .244.042
41 .244.043
41 .244.044
41 .244.045
41 .244.046
41.244.047
41 .244.048
41 .244.049
41.244.050
41 .244.051
41 .244.052
41 .244.053
PIEZA
No
IAH-001
lAH-002
IAH-003
IAH-004
IAH-005
IAH-006
IAH-007
IAH-008
IAH-009
IAH-010
IAH-011
IAH-012
IAH-013
IAH-014
tAH-015
IAH-016
IAH-017
IAH-018
IAH-019
IAH-020
IAH-021
IAH-022
¡AH-023
IAH-024
IAH-025
IAH-026
IAH-027
IAH-028
IAH-029
IAH-030
IAH-031
IAH-032
IAH-033
IAH-034
IAH-035
IAH-036
IAH-037
IAH-038
lAH-039
IAH-040
IAH-041
lAH-042
lAH-043
IAH-044
(AH-045
IAH-046
IAH-047
IAH-048
IAH-049
IAH-050
IAH-051
lAH-052
IAH-053
CANT. POR
2 TORRES
0
4
2
2
2
2
8
8
8
8
8
8
8
8
2
2
8
2
2
2
2
4
2
2
2
8
8
8
8
2
2
2
2
2
2
4
2
2
2
2
2
2
2
8
8
8
8
2
2
2
2
2
2
4
61
DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRANSMISION
CAPITULO II
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A10 - 266.8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.244.054
41.244.055
41 .244.056
41.244.057
41.244.058
41.244.059
41.244.060
41.244.061
41.244.062
41.244.063
41.244.064
41.244.065
41.244.066
41.244.067
41.244.068
41.244.069
41 .244.070
41.244.071
41.244.072
41.244.073
41.244.074
41.244.075
41.244.076
41.244.077
41.244.078
41.244.079
41.244.080
41.244.081
41.244.082
41.244.083
41.244.084
41.244.085
41 .244.086
41.244.087
41.244.088
41 .244.089
41.244.090
41.244.091
41 .244.092
41 .244.093
41.244.094
41 .244.095
41 .244.096
41.244.097
41.244.098
41.244.099
41.244.100
41.244.101
41.244.102
41.244.103
41.244.104
41.244.105
41.244.106
41.244.107
41.244.108
PIEZA
No
IAH-054
IAH-055
IAH-056
IAH-057
lAH-058
lAH-059
IAH-060
IAH-061
lAH-062
IAH-063
IAH-064
IAH-065
IAH-066
IAH-067
IAH-068
IAH-069
IAH-070
IAH-071
lAH-072
IAH-073
IAH-074
IAH-075
IAH-076
IAH-077
IAH-078
IAH-079
IAH-080
1AH-080A
IAH-081
IAH-082
IAH-083
lAH-084
IAH-085
IAH-086
IAH-087
IAH-088
IAH-089
(AH-090
IAH-091
IAH-092
IAH-093
lAH-094
IAH-095
IAH-096
lAH-097
IAH-098
IAH-099
IAH-100
IAH-101
IAH-102
IAH-103
IAH-104
1AH-105
IAH-1 06
IAH-107
CANT, POR
2 TORRES
2
2
2
8
8
8
8
8
8
16
2
2
2
2
8
8
16
8
8
16
8
8
4
16
4
4
2
2
4
8
2
2
2
2
16
8
8
16
8
8
2
2
2
2
2
2
2
2
8
8
8
8
16
2
4
62
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISION
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A10 - 266.8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.244.109
41.244.110
41.244.111
41.244.112
41.244.113
41.244.114
41.244.115
41.244.116
41.244.117
41.244.118
PLACAS
41.244.119
41.244.120
41.244.121
41.244.122
41.244.123
41.244.124
41.244.125
41.244.126
41.244.127
41.244.128
41.244.129
41.244.130
41.244.131
41.244.132
41.244.133
41.244.134
41.244.135
41.244.136
41.244.137
41.244.138
41.244.139
41.244.140
4t.244.141
41.244.142
41.244.143
41.244.144
41.244.145
41.244.146
41.244.147
41.244.148
41.244.149
41.244.150
41.244.151
41.244.152
41.244.153
41.244.154
41.244.155
41.244.156
41.244.157
41.244.158
41.244.159
41.244.160
41.244.161
41.244.162
PIEZA
No
IAH-108
IAH-109
IAH-110
IAH-111
IAH-112
1AH-113
IAJ-M14
IAH-115
IAH-116
IAH-117
CANT. POR
2 TORRES
2
2
4
2
2
2
4
2
2
2
IAH-120
IAH-121
IAH-122
IAH-123
1AH-124
IAH-125
IAH-126
IAH-127
1AH-128
IAH-129
IAH-130
IAH-131
IAH-132
1AH-133
IAH-134
IAH-135
IAH-136
1AH-137
IAH-138
IAH-139
IAH-140
IAH-141
IAH-142
IAH-143
IAH-144
IAH-145
IAH-146
IAH-147
IAH-148
IAH-149
1AH-150
IAH-151
IAH-152
IAH-153
1AH-154
IAH-155
IAH-156
IAH-157
IAH-158
1AH-159
IAH-160
IAH-161
1AH-162
IAH-164
4
8
8
2
6
6
2
4
8
8
4
2
2
2
8
6
2
6
2
8
8
4
4
2
2
2
2
6
2
6
6
2
4
8
2
6
4
2
2
2
16
16
16
16
63
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A10 - 266.8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.244.163
41.244.164
41.244.165
41.244.166
41.244,167
41.244.168
41.244.169
41.244.170
41.244.171
41.244.172
41.244.173
PIEZA
No
IAH-165
IAH-166
IAH-167
IAH-168
IAH-169
IAH-170
IAH-171
IAH-173
IAH-174
IAH-175
IAH-176
CANT. POR
2 TORRES
ESCALANTES Y DOS TUERCAS
<|) 15.8 x 180 min
ANTIESCALANTES Y DOS TUERCAS
((> 12.7 x 400 mm
16
16
16
8
16
16
32
4
4
4
16
92
194
PERNOS CON TUERCAS Y ARANDELAS PLANAS
$ 5/8 x 1 1/2
$ 5/8 x 2
2658
TUERCAS DE SEGURIDAD
3428
RELLENO <[>17.5x<i>25.4x8mm
RELLENO i 17.5 x i 25.4 x 6 mm
770
328
16
PLACA DE PELIGRO 500 x 400 x 6
4
PLACA DE NUMERACIÓN 200 x 120
4
64
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
CAPITULO II
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO ASO - 266.8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.245.
41.245.001
41 .245.002
41 .245.003
41 .245.004
41.245.005
41.245.006
41.245.007
41.245.008
41.245.009
41.245.010
41 .245.01 1
41.245.012
41.245.013
41.245.014
41.245.015
41.245.016
41.245.017
41.245.018
41.245.019
41.245.020
41.245.021
41.245.022
41.245.023
41.245.024
41.245.025
41 .245.026
41 .245.027
41 .245.028
41 .245.029
41 .245.030
41 .245.031
41 .245.032
41 .245.033
41 .245.034
41 .245.035
41.245.036
41.245.037
41 .245.038
41 .245.039
41 .245.040
41 .245.041
41.245.042
41.245.043
41 .245.044
41 .245.045
41.245.046
41.245.047
41 .245.048
41.245.049
41 .245.050
41.245.051
41 .245.052
41 .245.053
41 .245.054
PIEZA
No
IBP-001
1BP-002
1BP-003
IBP-004
IBP-005
IBP-006
IBP-007
IBP-008
1BP-OQ9
IBP-010
IBP-011
IBP-012
IBP-013
IBP-014
IBP-015
IBP-016
IBP-017
IBP-018
IBP-019
IBP-020
IBP-021
[BP-022
IBP-023
IBP-024
IBP-025
IBP-026
IBP-027
IBP-028
IBP-029
IBP-030
IBP-031
IBP-032
IBP-033
lBP-034
lBP-035
IBP-036
IBP-037
lBP-038
lBP-039
IBP-040
IBP-041
IBP-042
IBP-043
IBP-044
IBP-045
IBP-046
IBP-047
IBP-048
I8P-049
ÍBP-050
IBP-051
IBP-052
IBP-053
ÍBP-054
CANT. POR
7 TORRES
14
7
7
7
7
28
28
28
28
28
28
28
7
7
7
7
7
14
7
7
7
7
28
28
28
28
7
7
7
7
7
14
7
7
7
7
28
7
7
7
7
28
28
28
7
7
7
7
7
14
7
7
7
7
65
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMfSIÓN
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A30 - 266.8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.245.055
41.245.056
41 .245.057
41.245.058
41 .245.059
41 .245.060
41 .245.061
41.245.062
41.245.063
41 .245.065
41.245.066
41.245.067
41.245.068
41 .245.069
41.245.070
41.245.071
41.245.072
41 .245.073
41.245.074
41.245.075
41.245.076
41.245.077
41 .245.078
41.245.079
41.245.080
41 .245.081
41.245.082
41.245.083
41.245.084
41.245.085
41.245.086
41 .245.087
41 .245.088
41.245.089
41.245.090
41.245.091
41 .245.092
41.245.093
41.245.094
41.245.095
41 .245.096
41 .245.097
41 .245.098
41 .245.099
41.245.100
41.245.101
41.245.102
41.245.103
41.245.104
41.245.105
41.245.106
41.245.107
41.245.108
41.245.109
41.245.110
41.245.111
PIEZA
No
[BP-055
ÍBP-056
IBP-057
IBP-058
IBP-059
IBP-060
IBP-061
IBP-062
IBP-063
lBP-064
[BP-065
IBP-066
IBP-067
IBP-068
IBP-069
lBP-070
IBP-071
IBP-072
IBP-073
IBP-074
IBP-075
IBP-076
IBP-077
IBP-078
IBP-079
IBP-080
IBP-081
[BP-082
IBP-083
IBP-084
IBP-085
IBP-086
IBP-087
lBP-088
IBP-089
IBP-090
IBP-091
IBP-Q92
IBP-093
IBP-094
IBP-095
lBP-096
IBP-097
IBP-098
IBP-099
IBP-100
IBP-101
IBP-102
IBP-103
IBP-104
IBP-105
IBP-106
IBP-107
IBP-108
IBP-109
IBP-110
CANT. POR
7 TORRES
28
28
28
28
28
28
28
28
28
28
7
7
7
7
28
28
28
28
28
28
14
56
14
14
7
7
7
7
28
7
7
7
7
28
28
28
28
28
28
28
7
7
7
7
7
7
7
7
28
28
84
14
7
7
7
14
66
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A30 - 266.8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.245.112
41.245.113
41.245.114
41.245.115
41.245.116
41.245.117
41.245.118
PLACAS
41.245.119
41.245.120
41.245.121
41.245.122
41.245.123
41.245.124
41.245.125
41.245.126
41.245.127
41.245.128
41.245.129
41.245.130
41.245.131
41.245.132
41.245.133
41.245.134
41.245.135
41.245.136
41.245.137
41.245.138
41.245.139
41.245.140
41.245.141
41.245.142
41.245.143
41.245.144
41.245.145
41.245.146
41.245.147
41.245.148
41.245.149
41.245.150
41.245.151
41.245.152
41.245.153
41.245.154
41.245.155
41.245.156
41.245.157
41.245.158
41.245.159
41.245.160
41.245.161
41.245.162
41.245.163
41.245.164
41.245.165
41.245.166
PIEZA
No
1BP-111
1BP-112
IBP-113
IBP-114
IBP-115
IBP-116
IBP-117
CANT. POR
7 TORRES
7
7
7
14
7
7
7
1BP-120
IBP-121
IBP-122
1BP-123
1BP-124
1BP-125
1BP-126
IBP-127
IBP-128
1BP-129
1BP-130
IBP-131
IBP-132
IBP-133
IBP-134
1BP-135
IBP-136
IBP-137
IBP-139
IBP-140
IBP-141
IBP-142
IBP-143
IBP-144
IBP-145
IBP-146
IBP-147
IBP-148
IBP-149
IBP-150
IBP-151
IBP-152
IBP-153
IBP-154
IBP-155
IBP-156
IBP-157
IBP-158
IBP-159
IBP-160
1BP-161
IBP-162
IBP-163
1BP-164IBP-165
IBP-166
ÍBP-167
IBP-168
14
28
7
21
14
7
7
7
28
14
14
14
7
7
7
28
14
7
14
7
7
14
28
14
7
14
7
7
7
28
7
21
14
7
7
7
14
14
14
14
14
7
7
7
56
56
56
56
67
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LINEA DE SUBTRANSMSIÓN
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A30 - 266.8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.245,167
41.245.168
41.245.169
41.245.170
41.245.171
41.245.172
41.245.173
41.245.174
41.245.175
41.245.176
PIEZA
No
IBP-170
IBP-171
IBP-173
IBP-174
IBP-175
IBP-176
IBP-177
IBP-178
IBP-179
IBP-180
CANT. POR
7 TORRES
56
56
56
56
28
168
14
14
14
56
ESCALANTES Y DOS TUERCAS
(|> 15.8 x 180 mm
301
ANTIESCALANTES Y DOS TUERCAS
$ 12 x 400 mm
539
PERNOS CON TUERCAS Y ARANDELAS PLANAS
7679
4> 5/8 x 1 1/2
2954
i 5/8x2
TUERCAS DE SEGURIDAD
RELLENO <|> 17.5 x<|> 25.4 x 10 mm
RELLENO <j>17.5x<j»25.4x6nim
644
224
PLACA DE PELIGRO 500 x 400 x 6
14
PLACA DE NUMERACIÓN 200 x 120
14
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMtSIÓN
Tabla 19; Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A60 - 266,8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41 .246.
41 .246.001
41.246.002
41.246.003
41.246.004
41.246.005
41.246.006
41.246.007
41.246.008
41.246.009
41.246.010
41.246.011
41.246.012
41.246.013
41.246.014
41.246.015
41.246.016
41.246.017
41.246.018
41.246.019
41.246.020
41.246.021
41 .246.022
41.246.023"
41.246.024
41.246.025
41 .246.026
41.246.027
41.246.028
41 .246.029
41.246.030
41.246.031
41.246.032
41 .246.033
41.246.034
41.246.035
41 .246.036
41.246.037
41.246.038
41.246.039
41.246.040
41 .246.041
41 .246.042
41 .246.043
41 .246.044
41 .246.045
41 .246.046
41 .246.047
41.246.048
41 .246.049
41 .246.050
41.246.051
41 .246.052
41 .246.053
41 .246.054
PIEZA
No
CANT. POR
2 TORRES
ICP-001
lCP-002
ICP-003
ICP-004
ICP-005
ICP-006
ICP-007
ICP-008
ICP-009
ICP-010
ICP-011
ICP-011A
ICP-012
ICP-013
ICP-014
ICP-015
ICP-016
ICP-017
ICP-018
1CP-019
ICP-020
1CP-021
ICP-022
ICP-023
ICP-024
ICP-025
lCP-026
lCP-027
lCP-028
ICP-029
ICP-030
ICP-031
ICP-032
ICP-033
lCP-034
lCP-035
ICP-036
ICP-037
ICP-038
ICP-039
lCP-040
ICP-041
lCP-042
ICP-043
ICP-044
ICP-045
ICP-046
ICP-046A
ICP-047
ICP-048
1CP-048A
ICP-049
ICP-050
ICP-051
0
2
1
1
1
1
4
4
4
4
4
2
2
4
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
4
1
1
1
1
4
4
4
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
4
3
1
4
3
1
1
1
1
69
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMtSIÓN
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO ASO - 266,8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.246.055
41.246.056
41.246.057
41.246.058
41.246.059
41.246.060
41.246.061
41.246.062
41.246.063
41.246.064
41.246.065
41.246.066
41.246.067
41.246.068
41.246.069
41.246.070
41.246.071
41.246.072
41.246.073
41.246.074
41.246.075
41.246.076
41.246.077
41.246.078
41.246.079
41.246.080
41.246.081
41.246.082
41.246.083
41.246.084
41.246.085
41.246.086
41.246.087
41.246.088
41.246.089
41.246.090
41.246.091
41.246.092
41.246.093
41.246.094
41.246.095
41.246.096
41.246.097
41.246.098
41.246.099
41.246.100
41.246.101
41.246.102
41.246.103
41.246.104
41.246.105
41.246.106
41.246.107
41.246.108
41.246.109
41.246.110
41.246.111
41.246.112
41.246.113
41.246.114
PIEZA
No
ICP-052
ICP-053
ICP-054
ICP-055
ICP-056
ICP-057
ICP-058
lCP-059
ICP-060
ICP-061
ICP-062
ÍCP-063
ICP-064
ICP-065
ICP-066
ICP-067
ICP-068
ICP-069
[CP-070
ICP-071
ICP-072
lCP-073
lCP-074
ICP-075
ÍCP-076
ICP-077
ICP-078
ICP-079
ICP-080
1CP-080A
ICP-081
ICP-082
lCP-083
[CP-084
ICP-Q85
ICP-086
lCP-087
ICP-088
ICP-089
ICP-090
ÍCP-091
ICP-092
ICP-093
lCP-094
ICP-095
ICP-096
ICP-097
ICP-098
ICP-099
1CP-100
ICP-101
1CP-102
ICP-103
ICP-104
1CP-105
1CP-106
ICP-107
ICP-108
ICP-109
ICP-110
CANT. POR
2 TORRES
1
1
2
1
1
1
1
1
2
4
4
1
1
1
1
4
4
4
4
4
4
8
4
4
4
4
8
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
4
8
4
4
8
4
4
1
1
1
1
12
4
4
1
1
1
1
2
1
1
70
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO ASO - 266,8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.246.115
41.246.116
41.246.117
41.246.118
41.246.119
41.246.120
41.246.121
41.246.122
41.246.123
41.246.124
41.246.125
41.246.126
PLACAS
41.246.127
41.246.128
41.246.129
41.246.130
41.246.131
41.246.132
41.246.133
41.246.134
41.246.135
41.246.136
41.246.137
41.246.138
41.246.139
41.246.140
41.246.141
41.246.142
41.246.143
41.246.144
41.246.145
41.246.146
41.246.147
41.246.148
41.246.149
41.246.150
41.246.151
41.246.152
41.246.153
41.246.154
41.246.155
41.246.156
41.246.157
41.246.158
41.246.159
41.246.160
41.246.161
41.246.162
41.246.163
41.246.164
41.246.165
41.246.166
41.246.167
41.246.168
41.246.169
41.246.170
41.246.171
41.246.172
41.246.173
PIEZA
No
1CP-111
ICP-112
ICP-113
ICP-114
ICP-115
ICP-116
ICP-117
ICP-118
1CP-119
ICP-120
ICP-121
ICP-122
CANT. POR
2 TORRES
lCP-220
ICP-221
ICP-222
ICP-223
ICP-224
ICP-225
lCP-226
ICP-227
ICP-228
ICP-229
ICP-230
ICP-231
lCP-232
ICP-233
ICP-234
ICP-235
ICP-236
ICP-237
lCP-238
ICP-239
ICP-240
ICP-241
ICP-242
ICP-243
ICP-244
ICP-245
ICP-246
ICP-247
lCP-248
ICP-249
ICP-250
ICP-251
ICP-252
lCP-253
lCP-254
ICP-255
ICP-256
ICP-257
ICP-258
lCP-259
ICP-260
ICP-261
ICP-262
lCP-263
ICP-264
ICP-265
ICP-266
2
4
1
3
1
1
2
1
1
1
1
2
1
1
1
1
3
1
1
2
2
2
2
2
1
1
1
1
1
4
3
1
3
1
2
2
2
2
1
2
1
1
1
1
1
4
1
3
3
1
1
2
4
2
2
1
1
1
1
71
CAPITULO n
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
Tabla 19: Continuación
LINEA DE TRANSMISIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
TORRE TIPO A60 - 266,8 MCM
EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE
CÓDIGO
41.246.174
41.246.175
41.246.176
41.246.177
41.246.178
41.246.179
41.246.180
41.246.181
PIEZA
No
ICP-267
ICP-268
ICP-269
ICP-271
ICP-272
ICP-273
ICP-274
ICP-275
CANT. POR
2 TORRES
ESCALANTES Y DOS TUERCAS
<j> 15.8 x 180 mm
42
ANTIESCALANTES Y DOS TUERCAS
<t> 12 x 400 rom
85
PERNOS U CON 4 TUERCAS
<|> 5/8 x 140 mm
PERNOS CON TUERCAS Y ARANDELAS PLANAS
4 5/8 x 1 1/2
Í 5/8 x 2
1373
125
TUERCAS DE SEGURIDAD
ARANDELAS DE RELLENO $ 17,5 x $ 25,4 x 8 mm
ARANDELAS DE RELLENO $ 17,5 x j> 25,4 x 6 mm
PLACA DE PELIGRO 500 x 400 x &
PLACA DE NUMERACIÓN 200 x 120 x 1 mm
51
32
72
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN
74
Tabla 20
DATOS PARA PRESUPUESTO DE LINEAS DE TRANSMISIÓN
LINEA
Longitud
Porcentaje de pilotaje
Circuitos
Cables de guardia
Conductor
Vano económico aprox.
Número aprox. De est. Fundación zapata
CAYAMBE - LA ESPERANZA
11.8
0
1
1
266
180
66
POSTES
Porcentaje %
Número de estructuras
Pesos unitarios estructuras (Kg)
Pesos totales (Kg)
Volúmenes fundiciones zapatas
Hormigón
Acero de refuerzo
Excavación
Relleno
80
52
1
65
2.3
1.3
km
%
MCM
m
H
10
7
2
130
4.6
2.6
ESTRUC A
TOTALES
10
7
3.2
100
66
3.2
22.4
22.4
6
390
40
34
108
4,633
432
324
TABLA DE CANTIDADES Y PRECIOS - CONSTRUCCIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
Cantidad
unidad
Precio Unitario
Dólares
Precio Total
Dólares
1,180
m
4.0
4,720
118
kg
2.4
278
2
7
u
8.5
u
13.0
17
94
12
km
500
6,000
Explanaciones para conformación de terrazas
En suelo
En roca
20
5
m3
m3
2.0
8.8
40
44
Excavación para fundiciones
En suelo
Hasta 3 m
Más de 3 m
432
35
m3
m3
8.0
20.0
3,454
691
ÍTEM
Camino de acceso
Camino de acceso temporales
Alcantarillado
Metálicos
De hormigón simple
200 mm
300 mm
Desbroce del terreno
Fundiciones para estructuras
.
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
75
Tabla 21
TABLA DE CANTIDADES Y PRECIOS - CONSTRUCCIÓN
CAYAMBE LA ESPERANZA
Cantidad
u
Precio Unitario
Dólares
Precio Total
Dólares
Tipo zapata
Hormigón 210 kg
Acero de refuerzo
108
4,633
m3
kg
210.0
1.4
22,680
6,486
Relleno compacto
Sobreacarreo
324
200
m3
m3*km
14.0
4.5
4,536
900
Erección
Metálicas
Postes (transporte y erección)
22
66
Ton
Ton
510
450
11,220
29,700
Instalación de puesta a tierra
Contrapesos
Varillas de 5/8" x 10'
4,000
112
m
c/u
8.0
13.6
32,000
1,523
Subensamblajes
Conductores
De suspensión
De tensión
300
84
c/u
c/u
25
50
7,500
4,200
Hilo de Guardia
De suspensión
De tensión
80
28
c/u
c/u
15
35
1,200
980
Tendido y templado
Hilo de Guardia
Conductor
11.8
11.8
km-c
km-c
1,350.0
3,375.0
15,930
39,825
Amortiguadores
Hilo de Guardia
Conductor
66
198
c/u
c/u
10
16
3,168
ÍTEM
Estructuras
Montaje
TOTAL COSTO DE CONSTRUCCIÓN
660
197,826
CAPITULO II
DISEÑO DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMSIÓN
76
Tabla 22
TABLA DE CANTIDADES Y PRECIOS - SUMINISTRO
CAYAMBE LA ESPERANZA
PARTE A
Estructuras de soporte
descripción
TORRE POSTE (incluido crucetas)
TORRE TIPO H (incluido crucetas)
TORRE TIPO AR
Subtotal
unidad
CANT
c/u
52
7
7
c/u
c/u
costo u
dolares
440
900
8,000
TOTAL
dolares
38,896
10,710
56,000
105,606
PARTE B Conductores, Cables de Acero y accesorios
descripción
CABLES
Conductor 26/7 Código Partrydge 266.8 MCM
Cable de acero galvanizado 5/16"
Empalmes de compresión cable Brant
Empalmes de compresión 5/16 H.S
Mangos de reparación cable Brant
Subtotal
unidad
CANT
km
km
c/u
c/u
c/u
39
13
31
10
5
costo u
dolares
TOTAL
dolares
2.8
109,032
19,470
1,246
1.5
40
20
30
208
140
130,096
PARTE C Ensamblajes de Aisladores, Herrajes y Accesorios
descripción
Aislador bola rótula 15.000 Ibs
Ensamblajes conductor
Tipo suspensión
Tipo retención
Ensamblajes cable de guardia
Tipo suspensión
Tipo retención
Amortiguadores de vibración tipo stockbridge
Cable brant
Cable de acero 5/16"
Conjunto de pesas de 50 Kg
Material para puesta a tierra
Cable desnudo 3/8"
Varillas copperweld 5/8"
CANT
costo u
dolares
360
18
TOTAL
dolares
6,480
c/u
c/u
1,047
23.08
46.16
24,162
12,139
c/u
c/u
59
14
20
1,180
30
420
c/u
c/u
c/u
198
66
10
40
23
50
7,920
1,518
m/s
4,000
c/u
112
3.89
12
15,546
1,344
71,209
unidad
263
Subtotal
TOTAL
500
306,911
COSTOS
TOTALES
COSTO SUMINISTRO
306,911
COSTO CONSTRUCCIÓN
COSTO TOTAL LINEA DE TRANSMISIÓN
504,737
197,826
COSTOS
POR KM
26,009.40
16,764.92
42,774.32
vanos (m)
216.00
233.00
187.00
193.00
169.00
149.00
273.00
TRAMO
Tabla 23
3.63
2.34
2.49
1.91
1.49
4.99
3.19
3.71
2.39
2.54
1.95
1.52
5.09
3.25
3.78
2.44
2.59
1.99
1.55
5.19
980.09
999.76
1020.14
3.12
12
10
8
E1 -E8
3.31
3.86
2.48
2.65
2.03
1.58
5.29
961.12
14
Temperaturas (°c)
18
16
Tensiones (kg.)
942.83
925.20
Flechas (m)
3.38
3.44
3.93
4.00
2.58
2.53
2.70
2.75
2.11
2.07
1.61
1.64
5.40
5.50
TABLAS DE TENDIDO
3.57
4.15
2.68
2.85
2.19
1.70
5.70
891.82
908.20
3.51
4.08
2.63
2.80
2.15
1.67
5.60
22
20
VANO REGULADO
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
193.00
222.00
TRAMO
Tabla 24
2.54
3.36
2.59
3.43
981.78
1002.07
1023.10
2.48
3.29
12
10
8
E1 -E8
2.64
3.50
962.22
14
18
Tensiones (kg.)
925.20
943.37
Flechas (m)
2.69
2.75
3.57
3.64
16
Temperaturas (°c)
TABLAS DE TENDIDO
2.80
3.71
907.70
20
2.85
3.78
890.83
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
213.00
146.00
83.00
135.00
236.00
TRAMO
Tabla 25
1.40
0.45
1.20
3.67
3.06
1.44
0.46
1.23
3,75
3.13
1.47
0.48
1.26
3.84
3.20
1.50
0.49
1.29
3.93
967.28
989.56
1012.70
1036.70
2.99
14
12
10
8
E12-E17
Temperaturas (°c)
16
18
Tensiones (kg.)
925.20
945.84
Flechas (m)
3.35
3.27
1.57
1.54
0.51
0.50
1.30
1.34
4.02
4.11
TABLAS DE TENDIDO
3.42
1.61
0.52
1.37
4.20
905.35
20
3.49
1.64
0.53
1.40
4.29
886.28
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
249.00
155.00
TRAMO
Tabla 26
4.24
1.64
997.93
1017.81
4.16
1.61
10
8
E10-E12
4.32
1.68
978.75
12
4.41
1.71
960.25
14
18
Tensiones (kg.)
942.41
925.20
Flechas (m)
4.49
4.57
1.74
1.77
16
Temperaturas (°c)
TABLAS DE TENDIDO
4.66
1.80
908.60
20
4.74
1.84
892.60
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
155.00
181.00
138.00
182.00
221.00
145.00
166.00
172.00
TRAMO
Tabla 27
1.60
2.18
1.26
2.20
3.24
1.40
1.83
1.97
1.64
2.23
1.30
2.26
3.33
1.43
1.88
2.02
1000.43
1027.48
1055.52
1.55
2.12
1.23
2.14
3.16
1.36
1.78
1.91
12
10
8
E17-E25
1.68
2.29
1.33
2.32
3.42
1.47
1.93
2.07
974.38
14
18
Tensiones (kg.)
949.30
925.20
Flechas (m)
1.73
1.77
2.36
2.42
1.37
1.40
2.38
2.44
3.51
3.60
1.51
1.55
1.98
2.03
2.13
2.18
16
Temperaturas (°c)
TABLAS DE TENDIDO
1.82
2.48
1.44
2.51
3.70
1.59
2.08
2.24
902.05
20
1.86
2.54
1.48
2.57
3.79
1.63
2.14
2.29
879.83
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
327.00
TRAMO
Tabla 28
7.58
962.98
972.52
7.50
10
8
E25 - E26
7.65
953.43
12
7.73
943.92
14
18
Tensiones (kg.)
934.50
925.20
Flechas (m)
7.81
7.89
16
Temperaturas (°c)
TABLAS DE TENDIDO
7.97
916.04
20
8.05
907.04
22
VANO REGULADO
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
132.00
175.00
TRAMO
Tabla 29
1.15
2.03
1.18
2.08
1003.60
1031.77
1060.96
1.12
1.97
12
10
8
E26-E28
1.22
2.14
976.45
14
Temperaturas (°c)
18
16
Tensiones (kg.)
950.32
925.20
Flechas (m)
1.25
1.29
2.26
2.20
TABLAS DE TENDIDO
1.32
2.32
901.07
20
1.35
2.38
877.93
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
189.00
223.00
179.00
TRAMO
Tabla 30
2.42
3.37
2.17
1006.74
1029.08
2.37
3.30
2.12
10
8
E28-E31
2.53
3.52
2.27
964.44
985.20
2.47
3.45
2.22
14
12
Temperaturas (°c)
16
18
Tensiones (kg.)
944.45
925.20
Flechas (m)
2.58
2.64
3.59
3.67
2.32
2.36
TABLAS DE TENDIDO
2.69
3.74
2.41
906.67
20
2.74
3.82
2.46
888.84
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
267.00
TRAMO
Tabla 31
4.97
979.19
993.77
4.90
10
8
E31-E32
5.04
965.06
12
5.11
951.36
14
Temperaturas (°c)
16
18
Tensiones (kg.)
9.38.08
925.20
Flechas (m)
5.19
5.26
TABLAS DE TENDIDO
5.33
912.71
20
5.40
900.60
22
VANO REGULA
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
132.00
293.00
TRAMO
Tabla 32
5.86
1.21
5.96
983.42
999.20
1.19
10
8
E32-E34
1.25
6.15
953.37
968.15
1.23
6.05
14
12
Temperaturas (°c)
16
18
Tensiones (kg.)
939.06
925.20
Flechas (m)
1.29
1.27
6.33
6.24
TABLAS DE TENDIDO
1.30
6.43
911.78
20
1.32
6.52
898.79
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
143.00
213.00
184.00
187.00
195.00
209.00
184.00
125.00
112.00
TRAMO
Tabla 33
2.97
2.21
2.29
2,49
2.86
2.21
1.02
0.82
1.37
3.04
2.27
2.34
2.55
2.93
2.27
1.05
0.84
1018.52
1044.13
1.34
10
8
E34-E43
1.44
3.19
2.38
2.46
2.68
3.07
2.38
1.10
0.88
970.07
993.84
1.40
3.12
2.32
2.40
2.61
3.00
2.32
1.07
0.86
14
12
18
Tensiones (kg.)
947.20
925.20
Flechas (m)
1.51
1.47
3.35
3.27
2.50
2.44
2.52
2.28
2.74
2.81
3.15
3.22
2.50
2.44
1.15
1.13
0.90
0.93
16
Temperaturas (°c)
TABLAS DE TENDIDO
1.54
3.43
2.56
2.64
2.87
3.30
2.56
1.18
0.95
904.06
20
1.58
3.50
2.61
2.70
2.94
3.37
2.61
1.21
0.97
883.76
22
VANO REGULADO
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
195.00
217.00
TRAMO
Tabla 34
2.59
3.20
2.64
3.27
982.54
1003.11
1024.44
2.53
3.14
12
10
8
E43-E45
2.70
3.34
962.72
14
Temperaturas (°c)
16
18
Tensiones (kg.)
925.20
943.61
Flechas (m)
2.75
2.81
3.41
3.47
TABLAS DE TENDIDO
2.86
3.54
907.47
20
2.91
3.61
890.39
22
VANO REGULADO
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
256.00
220.00
159.00
203.00
191.00
TRAMO
Tabla 35
3.24
1.69
2.76
2.44
4.47
3.30
1.73
2.81
2.49
4.56
3.37
1.76
2.87
2.54
980.31
1000.05
1020.53
4.38
12
10
8
E45-E50
4.65
3.44
1.79
2.93
2.59
961.26
14
18
Tensiones (kg.)
942.90
925.20
Flechas (m)
4.74
4.83
3.50
3.57
1.83
1.86
2.98
3.04
2.64
2.69
16
Temperaturas (°c)
TABLAS DE TENDIDO
4.93
3.64
1.90
3.10
2.74
908.14
20
5.02
3.70
1.94
3.15
2.79
891.69
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
201.00
207.00
205.00
180.00
TRAMO
Tabla 36
2.84
2.79
2.15
2.74
2.90
2.85
2.20
1007.06
1029.50
2.68
10
8
E50-E54
2.80
2.97
2.91
2.24
985.43
12
2.86
3.03
2.97
2.29
964.60
14
18
Tensiones (kg.)
944.52
925.20
Flechas (m)
2.98
2.92
3.16
3.10
3.10
304.00
2.39
2.34
16
Temperaturas (°c)
TABLAS DE TENDIDO
3.04
3.23
3.16
2.44
906.60
20
3.10
3.29
3.23
2.49
888.70
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
151.50
154.50
156.00
177.00
152.00
164.00
222.00
97.00
TRAMO
Tabla 37
1.58
2.03
1.50
1.74
3.19
0.61
1.53
1.59
1.62
2.08
1.54
1.79
3.28
0.63
1026.02
1053.66
1.49
1.55
10
8
E54-E62
1.71
2.20
1.62
1.89
3.45
0.66
N
1.61
973.67
999.36
1.57
1.63
1.66
2.14
1.58
1.84
3.37
0.64
14
12
18
Tensiones (kg.)
948.96
925.20
Flechas (m)
1.65
1.69
1.72
1.76
1.75
1.80
2.25
2.31
1.66
1.70
1.93
1.98
3.54
3.64
0.68
0.69
16
Temperaturas (°c)
TABLAS DE TENDIDO
1.74
1.81
1.84
2.37
1.75
2.03
3.73
0.71
902.38
20
1.78
1.85
1.89
2.43
1.79
2.08
3.82
0.73
880.48
22
VANO REGULAD
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
vanos (m)
162.00
142.00
TRAMO
Tabla 38
1.29
1.73
1.33
1.78
1.37
1006.13
1035.18
1065.27
1.68
12
10
8
E62-E64
1.83
1.41
978.11
14
Temperaturas (°c)
18
16
Tensiones (kg.)
925.20
951.14
Flechas (m)
1.88
1.94
1.45
1.49
TABLAS DE TENDIDO
1.99
1.53
900.29
20
2.04
1.57
876.40
22
VANO REGULADO
Línea de Transmisión Cayambe - La Esperanza a 69 kV
CAPITULO III
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
3.1.
CONCLUSIONES
Entre las conclusiones que se pueden citar son las siguientes:
1
El crecimiento de la demanda, debido al desarrollo de la zona en la
agroindustria así como también en el campo residencial, ha sido uno de los
factores que ha permitido a EMELNORTE S.A. a revisar su sistema eléctrico,
resultando en el diseño y construcción de una línea de subtransmisión a 69
kV y a la vez a construir una nueva subestación.
2
Otro elemento fundamental que justifica el diseño y construcción de la línea
ha sido la operación del sistema; el mismo que actualmente consiste de una
línea que va desde la subestación Atuntaqui a nivel de voltaje de 34.5 kV y se
interconecta con la subestación Tabacundo para dotar del servicio a la zona,
en condiciones no recomendables; es decir, la calidad se está afectando.
3
El diseño y la construcción de esta nueva línea interconecta a la Subestación
Cayambe con la Subestación La Esperanza, la misma que se va a construir
en el sector del mismo nombre y con lo cual se considera que el servicio de
electricidad va a mejorar para los consumidores y además, se prevé que con
estos incrementos se atenderá los requerimientos de la demanda creciente.
4
Para el diseño de la línea se ha utilizado herramientas computacionales, para
el trazado del perfil topográfico, así como también para la locaiización de las
estructuras de dicho plano, tal como se muestra en el Anexo 1.
CAPITULO m
5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
95
En base a esta información y con e! complemento de condiciones de
operación de la línea, se ha logrado determinar con las mismas herramientas
computacionales, las características para la construcción de la línea como
son las tablas de tendido, el tipo de estructuras, la lista de materiales y el
presupuesto.
3.2.
RECOMENDACIONES
Entre las recomendaciones se pueden señalar las siguientes:
1
Realizar estudios de flujos de potencia incluyendo la nueva línea y
subestación para determinar las condiciones de operación y realizar los
correctivos necesarios hasta lograr unas buenas características de operación
como son: regulación de voltaje, cargabilidad de las líneas.
2
Los estudios del numeral anterior facilitarán la planificación del sistema
eléctrico hacia el futuro, es decir ayudará a determinar o detectar nuevos
proyectos de líneas y subestaciones.
3
Realizar estudios de cortocircuitos con la inclusión de la línea subestación
Cayambe - subestación La Esperanza y la subestación La Esperanza para
lograr una buena coordinación de protecciones que permitirá dotar de un
servicio eléctrico confiable y seguro al consumidor del área de concesión de
EMELNORTES.A..
4
Monitorear la línea subestación Cayambe - subestación La Esperanza
dotándole de instrumentos de medición en el tablero que se instalará en la
Subestación Cayambe.
CAPITULO m
5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
96
Realizar la construcción de la línea de 69 kV Subestación Cayambe Subestación La Esperanza, de forma inmediata, debido a que la Subestación
Cayambe esta operando en su capacidad nominal,
6
La construcción de la línea de 69 kV Subestación Cayambe- Subestación La
Esperanza, debe iniciarse de forma inmediata, para evitar modificaciones en
la misma, debido a la expansión de las plantaciones florícolas que producirá
aumento en los costos de la línea.
BIBLIOGRAFÍA
1.
Barriga julio, Meló Marco; Programa de computadora par ala estimación de
costos y parámetros eléctricos y mecánicos de líneas de transmisión de 69 kV
a 230 kV, Tesis de grado, Escuela Politécnica Nacional, julio de 1976, Quito.
2.
Gómez Patricio,; Programa de computadora para la selección de alternativas
en proyectos de diseño de líneas de transmisión de 69 a 230 kV, Tesis
de
grado, Escuela Politécnica Nacional, marzo de 1983, Quito.
3.
Mariscal José, Línea de transmisión Riobamba Guano y estudios de Sistemas
de distribución Eléctrica de Guano, Tesis de grado, Escuela Politécnica
Nacional, Agosto de 1967, Quito.
4.
Burgos Mario: Factibilidad Técnico - Económica para el cambio de voltaje de
la línea de transmisión Ambato - Latacunga de 69 kV a 138 kV, Tesis de
grado, Escuela Politécnica Nacional, junio de 1993, Quito.
5.
Andrade Mario: Planeamiento integral de la Empresa Eléctrica del Norte S.A.,
Tesis de grado Escuela Politécnica Nacional, junio de 1993, Quito.
6.
Jami Miguel; Planeamiento de corto plazo para el sistema de distribución de
Cayambe, Tesis de grado Escuela Politécnica Nacional, Octubre de 2001,
Quito.
7.
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de subtransmisión de EMELNORTE S.A. Agosto 2000.
8.
Enríquez Harper Gilberto, Líneas de Transmisión y redes de distribución de
Potencia Eléctrica, vol. 1 y 2, Editorial Limusa, México, 1978.
9.
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de Escuela de Ingenia Eléctrica, 1985.
10.
Westinghouse, Electrical Transmission and Distribution Reference book, East
Pittsburgh Pennsylvania, USA, 1964.
11.
Inecel, Normas para líneas de subtransmision a 69 kV, tomos 1 y 2, Quito.
12.
Programas
computacionales
y
manuales
de
uso
Transelectric.
ANEXO 1
PERFIL TOPOGRÁFICO Y LOCALIZACION DE
LAS ESTRUCTURAS DE LA LINEA DE
SUBTRANSMISIÓN A 69 KV DE LA
SUBESTACIÓN CAYAMBE A LA SUBESTACIÓN
LA ESPERANZA
ANEXO 2
DIAGRAMA DEL BLOQUE DE ANCLAJE
'•I
¿4
i
il
LINEAS DE SUBTRANSMISION A 69 KV.
BLOQUE DE ANCLAJE
L3G
Id no
Bloque de Anclaje
-0.50-
0,50
ANEXO
LINEAS DE SUBTRANSMISION A 69 KV.
ESTRUCTURA TIPO
S - 1 -G
0,10
0.90
Ofifl
L40
0.60
ANEXO 4
ANEXO 5
'-1- -1 j
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3H ^fi™ :
RECORRIDO DE LA RUTA DE LA LINEA 69 Kv
CAYAMBE - LA ESPERANZA