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UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CUENCA COMUNIDAD EDUCATIVA AL SERVICIO DEL PUEBLO

UNIDAD ACADÉMICA DE INGENIERIA DE SISTEMAS, ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CUENCA

UNIDAD ACADÉMICA DE INGENIERÍA DE SISTEMAS,

ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

DISEÑO ELÉCTRICO Y MECÁNICO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

CUENCA-LOJA TRAMO 2, (km 47 AL km 95) A 230kV

TRABAJO DE INVESTIGACIÓN PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

ANDRÉS TEODORO MATUTE MENDOZA

[email protected]

Director: Ing. Santiago Moscoso Bernal

2014



ÍNDICE DE CONTENIDO

DECLARACIÓN ........................................................................................................................................................................... i

CERTIFICACIÓN...............................................................................................................................................ii

AGRADECIMIENTOS ...................................................................................................................................... iii

DEDICATORIA................................................................................................................................................. iv

ÍNDICE DE CONTENIDOS ............................................................................................................................... v

LISTA DE FIGURAS ......................................................................................................................................viii

LISTA DE TABLAS .......................................................................................................................................... xi

LISTA DE ANEXOS ........................................................................................................................................ xii

RESUMEN ......................................................................................................................................................xiii

ABSTRAC----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------xiv

INTRODUCCIÓN............................................................................................................................................. xv



i

DECLARACIÓN

Yo, Andrés Teodoro Matute Mendoza declaro bajo juramento 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 Universidad Católica de Cuenca puede hacer uso de los derechos correspondientes a

este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y la

normatividad institucional vigente.

Andrés Teodoro Matute Mendoza.



ii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrés Teodoro Matute Mendoza

bajo mi supervisión.

Ing. Santiago Moscoso Bernal

DIRECTOR



iii

AGRADECIMIENTOS

Agradezco primeramente a Dios por mi vida, la de mis padres y de toda mi familia.

Agradezco eternamente a mis padres por apoyarme moral y económicamente en mis estudios,

por siempre estar pendientes de mí, por infundir en mí el espíritu de la superación; puesto que

el haber estudiado hasta obtener la Ingeniería es la mejor herencia que me han podido regalar

y sé que ahora estarán orgullosos. También quiero agradecer a todas las personas quienes me

apoyaron de una u otra manera con sus palabras y consejos.

También quiero hacer extensivo mis agradecimientos a todos mis profesores quienes

durante toda la carrera de Ingeniería han impartido sus conocimientos y experiencias para

llegar a ser un buen profesional. A mi profesor director de carrera Ing. Santiago Moscoso B.

por su paciencia y dedicación al educar y por haberme guiado en este proyecto de

investigación.



iv

DEDICATORIA

Este proyecto de investigación quiero dedicar a mis padres como un simple gesto de

gratitud, por la motivación constante que me ha permitido ser una persona de bien, por su

amor y confianza total que han depositado en mí, porque lo que soy ahora se los debo a mis

padres.



v

ÍNDICE DE CONTENIDOS

I. LINEAS DE TRANSMISION ELÈCTRICA ..........................................................................................................................- 1 -

1.1 Líneas de transmisión .............................................................................................................................................. - 1 -

1.1.1 Definición ........................................................................................................................................................... - 2 -

1.1.2 Elementos ............................................................................................................................................................ - 2 -

1.1.2.1 Conductores ...................................................................................................................................................... - 3 -

1.1.2.2 Aisladores ................................................................................................................................................. - 3 -

1.1.2.2 Torres ........................................................................................................................................................ - 4 -

1.1.3 Características. .................................................................................................................................................... - 4 -

II.REQUERIMIENTOS PARA EL DISEÑO .............................................................................................................................- 5 -

2.1 LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO ................................................................................................................. - 5 -

2.2 DISPOSICIONES COMUNES ELÉCTRICAS ..................................................................................................... - 6 -

2.2.1 Conductores ........................................................................................................................................................ - 6 -

2.2.2 Selección del conductor a utilizar. ........................................................................................................................... - 7 -

2.2.2.1 Calculo de calibre por corriente ............................................................................................................... - 7 -

2.2.2.2 Calculo de calibre por caída de tensión. .................................................................................................. - 9 -

2.2.3 Parámetros eléctricos de línea. ......................................................................................................................... - 11 -

2.2.3.1 Cálculo del radio del conductor ............................................................................................................. - 12 -

2.2.3.2 Cálculo de resistencia eléctrica .............................................................................................................. - 13 -

2.2.3.3 Disposición de conductores .................................................................................................................... - 14 -

2.2.3.4 Cálculo de la reactancia Inductiva (XL) ................................................................................................ - 15 -

2.2.3.5 Cálculo de la reactancia capacitiva (Xc) ................................................................................................ - 17 -

2.2.3.6 Calculo de admitancia en derivación (Yc) ............................................................................................. - 18 -

2.2.3.7 Circuito π equivalente de línea ............................................................................................................... - 18 -

2.2.3.8 Cálculo de parámetros ABCD del circuito π nominal ........................................................................... - 19 -

2.2.3.9 Modelamiento de línea media ................................................................................................................ - 19 -

2.2.4 Aisladores. ........................................................................................................................................................ - 23 -

2.2.4.1 Longitud de cadena de aisladores .......................................................................................................... - 24 -

2.2.4.2 Aislamiento a frecuencia industrial........................................................................................................ - 25 -



vi

2.2.4.3 Determinación de la línea de fuga .......................................................................................................... - 28 -

2.2.4.4 Calculo del voltaje critico de flameo inverso y numero de aisladores ................................................. - 29 -

2.2.5 Hilos de guarda ....................................................................................................................................................... - 31 -

2.2.6 Distancia de seguridad vertical ........................................................................................................................ - 32 -

2.2.7 Puesta a tierra .................................................................................................................................................... - 32 -

2.2.7.1 Electrodo vertical .................................................................................................................................... - 34 -

2.2.7.2 Electrodo horizontal ............................................................................................................................... - 34 -

2.3 DISPOSICIONES COMUNES MECÁNICAS.................................................................................................... - 35 -

2.3.1 Torres, estructuras. ........................................................................................................................................... - 35 -

2.3.1.1 Fundaciones o cimentaciones ................................................................................................................. - 38 -

2.3.2 Catenaria ........................................................................................................................................................... - 41 -

2.3.3 Amortiguadores. ............................................................................................................................................... - 42 -

2.3.4 Herrajes ............................................................................................................................................................. - 42 -

2.3.4.1 Grapas de suspensión ............................................................................................................................. - 43 -

2.3.4.2 Grapa de retención o anclaje .................................................................................................................. - 43 -

2.3.4.3 Horquilla bola ......................................................................................................................................... - 44 -

2.3.4.4 Grilletes ................................................................................................................................................... - 45 -

2.3.4.5 Yugos ...................................................................................................................................................... - 45 -

III. PROPUESTA DE DISEÑO AISISTIDO POR SOFTWARE , CÁLCULO ELÉCTRICO Y MECÁNICO DE LA LINEA

DE TRANSMISIÒN ..................................................................................................................................................................- 46 -

3.1 CONFIGURACIONES NECESARIAS PARA EL DISEÑO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ............... - 46 -

3.1.1 Ingreso de puntos georeferenciales y generación del perfil topográfico. ....................................................... - 46 -

3.1.2 Configuraciones Generales. ............................................................................................................................. - 51 -

3.1.3 Tipos de torres y características. ...................................................................................................................... - 56 -

3.1.4 Configuración de Armados de estructuras ....................................................................................................... - 57 -

3.1.4.1 Anclaje Terminal .................................................................................................................................... - 58 -

3.1.4.2 Anclaje .................................................................................................................................................... - 59 -

3.1.4.3 Tangente de Suspensión ......................................................................................................................... - 60 -

3.1.4.4 Tangente Reforzada ................................................................................................................................ - 61 -

3.1.5 Conductores eléctricos e hilos de guarda ......................................................................................................... - 62 -



vii

3.1.6 Aisladores. ........................................................................................................................................................ - 63 -

3.2 GENERACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE TORRES EN EL PERFIL TOPOGRÁFICO .......................... - 64 -

3.3 ORGANIZACIÓN DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ................................................................................... - 65 -

IV.ANÁLISIS DE RESULTADOS ...........................................................................................................................................- 72 -

4.1 ESFUERZO MECÁNICO DEL CONDUCTOR ................................................................................................. - 72 -

4.2 VANO PROMEDIO

4.3 REISITENCIA MECÁNICA DEL AISLADOR ................................................................................................. - 72 -

4.3 SOPORTES........................................................................................................................................................... - 73 -

CONCLUSIONES ......................................................................................................................................................................- 74 -

RECOMENDACIONES ............................................................................................................................................................- 75 -

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS.......................................................................................................................................- 75 -



viii

LISTA DE FIGURAS Fig.1 Sistema Eléctrico de Energía ..............................................................................................................................................- 1 -

Fig.2 Sistema Eléctrico de Energía ..............................................................................................................................................- 2 -

Fig.3 Conductor eléctrico ............................................................................................................................................................- 3 -

Fig. 4. Aisladores. ........................................................................................................................................................................- 3 -

Fig. 5 Torres metálicas usadas en Alta Tensión. ........................................................................................................................- 4 -

Fig. 6 Conductor ACSR. .............................................................................................................................................................- 7 -

Fig. 7 Sección transversal de un Conductor ACSR. ...................................................................................................................- 7 -

Fig. 8 Circuito π equivalente correspondiente a una línea media. ............................................................................................- 12 -

Fig.9 Disposición de conductores. .............................................................................................................................................- 15 -

Fig.10 Circuito π de línea media equivalente ............................................................................................................................- 18 -

Fig. 12 Aislador de porcelana tipo niebla ..................................................................................................................................- 24 -

Fig. 13 Factor de densidad de aire en función de msnm ...........................................................................................................- 26 -

Fig. 14 Humedad absoluta en función de la temperatura ..........................................................................................................- 27 -

Fig. 15 Distancia mínima en aire para voltajes de baja frecuencia ...........................................................................................- 27 -

Fig. 16 Distribución de descargas atmosféricas a tierra ...........................................................................................................- 31 -

Fig. 17 Formación del cable OPGW .........................................................................................................................................- 31 -

Fig.18 Disposición vertical de electrodo de puesta a tierra ......................................................................................................- 34 -

Fig.19 Disposición horizontal de electrodo de puesta a tierra .................................................................................................- 35 -

Fig. 20 Torre de transmisión de celosía ....................................................................................................................................- 36 -

Fig. 21 Armado de Anclaje Terminal. .......................................................................................................................................- 37 -

Fig. 22 Armado de Anclaje. .......................................................................................................................................................- 37 -

Fig. 23 Armado de Tangente de suspensión. .............................................................................................................................- 38 -

Fig. 24 Armado de Tangente de reforzada. ...............................................................................................................................- 38 -

Fig.25 Fundación de bloque único ............................................................................................................................................- 40 -

Fig.26 Fundación de partes separadas ......................................................................................................................................- 40 -

Fig.27 Fundación de pilotes ......................................................................................................................................................- 40 -

Fig. 28 Catenaria ........................................................................................................................................................................- 41 -

Fig. 29 Amortiguador de vibración tipo Stockbridge ...............................................................................................................- 42 -

Fig. 30 Grapa de suspensión. ....................................................................................................................................................- 43 -

Fig. 31 Cadena de anclaje. ........................................................................................................................................................- 44 -

Fig. 32 Horquilla bola ................................................................................................................................................................- 44 -

Fig. 33 Grillete ...........................................................................................................................................................................- 45 -

Fig. 34 Yugo triangular .............................................................................................................................................................- 45 -

Fig. 35 Puntos georeferenciales en archivo de texto “.txt” .......................................................................................................- 46 -

Fig. 36 Puntos georeferenciales en archivo con extensión “.utm” ...........................................................................................- 47 -

Fig. 37 Ventana para abrir archivo con extensión “.utm” .........................................................................................................- 47 -

Fig. 38 Puntos georeferenciales cargados en el Software .........................................................................................................- 48 -



ix

Fig. 39 Puntos georeferenciales generados en el Software. ......................................................................................................- 48 -

Fig. 40 Opción “Trazar Ruta de LT”. ........................................................................................................................................- 49 -

Fig. 41 Trazando ruta LT. ..........................................................................................................................................................- 49 -

Fig. 42 Trazado total de ruta. .....................................................................................................................................................- 50 -

Fig. 43 Opción “Calcular Perfil TPG” .......................................................................................................................................- 50 -

Fig. 44 Perfil Topográfico ..........................................................................................................................................................- 51 -

Fig. 45 Configuración General. ..................................................................................................................................................- 51 -

Fig. 46 Configuración General, Diseño .....................................................................................................................................- 52 -

Fig. 47 Configuración General, Consideraciones......................................................................................................................- 53 -

Fig. 48 Configuración General, Grafico. ...................................................................................................................................- 53 -

Fig. 49 Configuración General, Cálculos varios. ......................................................................................................................- 54 -

Fig. 50 Configuración General, Planos de Perfil. ......................................................................................................................- 55 -

Fig. 51 Configuración General, Cond. Ambientales. ................................................................................................................- 55 -

Fig. 52 Configuración General, Proyecto. .................................................................................................................................- 56 -

Fig. 53 Base de datos de Soportes..............................................................................................................................................- 57 -

Fig. 54 Edición de Datos de Armados, Anclaje Terminal ........................................................................................................- 58 -

Fig. 55 Anclaje Terminal, pestaña “Otros Conductores” ..........................................................................................................- 58 -

Fig. 56 Configuración aisladores, pestaña “Accesorios” ..........................................................................................................- 58 -

Fig. 57 Configuración aisladores, pestaña “Prestaciones” ........................................................................................................- 58 -

Fig. 58 Edición de Datos de Armados, Anclaje. .......................................................................................................................- 59 -

Fig. 59 Anclaje, pestaña “Otros Conductores” ..........................................................................................................................- 59 -



Fig. 62 Edición de Datos de Armados, Tangente de Suspensión. ............................................................................................- 60 -

Fig. 63 Tangente de Suspensión, pestaña “Otros Conductores” ...............................................................................................- 60 -



Fig. 66 Edición de Datos de Armados, Tangente Reforzada. ...................................................................................................- 61 -

Fig. 67 Tangente Reforzada, pestaña “Otros Conductores”......................................................................................................- 61 -


Fig. 69 Configuración aisladores, pestaña “Prestaviones” ........................................................................................................- 61 -

Fig. 70 Base de Datos Conductores, conductor por fase ...........................................................................................................- 62 -

Fig. 71 Base de Datos Conductores, hilo de guarda. .................................................................................................................- 63 -

Fig. 72 Base de Datos Aisladores. .............................................................................................................................................- 64 -

Fig. 73 Opción “Distribución automática”. ...............................................................................................................................- 65 -

Fig. 74 Distribución automática de las torres. ...........................................................................................................................- 65 -

Fig. 75 Opción “Arrastra Soporte”. ...........................................................................................................................................- 66 -

Fig. 76 Opción “Edit Estructura”. ..............................................................................................................................................- 66 -



x

Fig. 77 Edición de Altura de la Torre ........................................................................................................................................- 67 -

Fig. 78 Edición de Tipo de Soporte ...........................................................................................................................................- 67 -

Fig. 79 Edición de Tipo de Estructura. ......................................................................................................................................- 68 -

Fig. 80 Opciones “Insertar Estructura” y “Elimina Estructura”. ..............................................................................................- 69 -

Fig. 81 Opción “Distribuye Amortiguadores”. ..........................................................................................................................- 69 -

Fig. 82 Tabla de Amortiguadores. .............................................................................................................................................- 70 -

Fig. 83 Distribución de Amortiguadores. ..................................................................................................................................- 70 -

Fig. 84 Opción “Distribuir Puestas a Tierra (PAT)”. ................................................................................................................- 70 -

Fig. 85 Configuración para Puestas a Tierra. ............................................................................................................................- 71 -

Fig. 86 Diseño final de la Línea de Transmisión. ......................................................................................................................- 71 -



xi

LISTA DE TABLAS

TABLA I LISTA DE COORDENADAS UTM ...........................................................................................................- 5 -

TABLA II TABLA DE CONDUCTORES ACSR ........................................................................................................- 8 -

TABLA III TABLA DE CONDUCTORES ACSR ......................................................................................................- 10 -

TABLA IV TABLA DE CONDUCTORES ACSR.......................................................................................................- 11 -

TABLA V CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS CONDUCTORES ACSR ...........................................- 13 -

TABLA VI FACTOR DE ESPACIAMIENTO PARA LA REACTANCIA INDUCTIVA XL A 60HZ ................- 16 -

TABLA VII FACTOR DE ESPACIAMIENTO PARA LA REACTANCIA CAPACITIVA Xc A 60HZ ................- 17 -

TABLA VIII CARACTERISTICAS DEL AISLADOR TIPO NIEBLA ........................................................................- 24 -

TABLA IX LONGITUD CONSIDERADA PARA CADENA DE SUSPENCIÓN ...................................................- 25 -

TABLA X LONGITUD CONSIDERADA PARA CADENA DE RETENCIÓN ......................................................- 25 -

TABLA XI GRADOS DE CONTAMINACION DE ACUERDO A LA NORMA IEC 71-2 .....................................- 28 -

TABLA XII VOLTAJE IMPULSIVO DE FLAMEO CON PROBABILIDAD DEL 50% ..........................................- 30 -

TABLA XIII REQUERIMIENTOS DE RESISTENCIA EN PUESTAS A TIERRA ..................................................- 33 -

TABLA XIV TENSIÓN MÁXIMA ADMISIBLE A LA ROTURA ..............................................................................- 72 -

TABLA XV FACTOR DE SEGURIDAD MECÁNICA EN AISLADORES ..............................................................- 73 -

TABLA XVI TOTAL DE TORRES POR TIPO DE ARMADO ....................................................................................- 73 -



xii

LISTA DE ANEXOS

ANEXO A. REPORTES GENERADOS POR EL SOFTWARE DE LAS CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL

DISEÑO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

ANEXO A.1: PLANILLA DE ESTRUCTURAS TIPO 2

ANEXO A.2: PLANILLA DE ESTRUCTURAS TIPO 2

ANEXO A.3: PLANILLA DE ESTRUCTURAS – CONDUCTOR DE FASE T1

ANEXO A.4: PLANILLA DE ESTRUCTURAS – CONDUCTOR DE FASE T2

ANEXO A.5: PLANILLA DE ESTRUCTURAS – CABLE DE GUARDA

ANEXO A.6: CUADRO DE VÉRTICES DE LA LÍNEA

ANEXO A.7: CUADRO DE UBICACIÓN DE ESTRUCTURAS

ANEXO A.8: CUADRO RESUMEN DE MATERIALES

ANEXO B. PLANOS DEL DISEÑO DE LA TORRE DE TRANSMISIÓN

ANEXO C: PLANOS DEL DISEÑO DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN



xiii

RESUMEN

El presente trabajo de investigación es un manual que describe claramente el trabajo de

diseño de líneas de transmisión de alta tensión realizado en el Software “DLTCAD 2010”, en

este caso es el ejemplo resumido de una aplicación específica como es la línea de transmisión

Cuenca – Loja; comprendida entre el km 47 al km 95, y está ubicado entre el sector de

Pucallpa hasta la parroquia Urdaneta perteneciente al cantón Saraguro. Esta investigación

incluye también conceptos, cálculos y procedimientos explícitos relacionados a las líneas de

transmisión de alta tensión, muestra las políticas aplicadas por las empresas involucradas y los

impactos que produce la implementación de una línea de transmisión respecto al medio

ambiente.



xiv

ABSTRACT

This research is a manual that describes clearly the transmission lines HV (high voltage)

design made in “DLTCAD 2010” Software. In this case, it is a short example about a specific

application, such as is the transmission line Cuenca – Loja which goes from km 47 to km 95

and it is located between Pucallpa and Urdaneta. These are part of Saraguro town. This

investigation includes concepts, calculations, and explicit procedures with regard to

transmission lines HV. In addition, it shows policies applied by companies involved and

environmental impacts produced by transmission lines implementation.



xv

INTRODUCCION

La energía generada por centrales hidroeléctricas o térmicas, son llevadas en grandes

cantidades de energía a través de las líneas de transmisión; que se encargan de transportar la

energía.

Las líneas de transmisión están interconectadas por medio de subestaciones ubicadas en los

centros de generación como en los sitios donde se hace la reducción para luego distribuir la

energía a consumidores finales.

Las líneas de transmisión son capaces de llevar grandes cantidades de energía que varían

entre 69kV a 745kV aproximadamente y llevan 3 fases de corriente. Las líneas aéreas de

transmisión son de alambre no aislado, por lo tanto la mayoría del aislamiento se proporciona

por vía aérea, por lo cual se requiere distancias de seguridad entre las líneas y entre las líneas

al suelo. Generalmente van suspendidas por torres o polos.

Las torres de suspensión para las líneas de transmisión están hechas de acero laminado

(celosía). Hay varios tipos de estructuras de apoyo, por ejemplo la construcción flexible a

base de postes de madera con armazones en H y torres de acero de base estrecha en sentido

longitudinal; estas estructuras resultarán ser más baratas que las estructuras rígidas. La

fundación de las torres representa un papel muy importante en la seguridad y en el costo de

una línea de transmisión; estas deben permitir la fácil colocación de la base de la torre en la

tierra; por lo tanto hay que tener en cuenta la humedad del suelo para que posteriormente no

deteriore la estructura de la torre, para ello se utiliza la pintura y galvanización en las torres.

La función de las torres es mantener a los conductores separados entre sí y con el suelo

para evitar el efecto corona entre los conductores. Los conductores de las líneas están hechos

de aluminio y acero. El uso de conductores de muy alta resistencia mecánica y la admisión de

esfuerzos elevados de tensión mecánica conduce a realizar el sistema con tramos largos, por

lo tanto la adopción de tramos largos disminuye notablemente el número de estructuras de

apoyo (torres) y fundaciones, siendo más ventajoso en los casos en que las fundaciones y



xvi

estructuras son muy caras. La ventaja de los tramos largos se obtiene a expensas de

estructuras más costosas, necesarias para sostener el conductor en caso de rotura.

Para un buen funcionamiento de las líneas de transmisión depende en su gran mayoría de

los aisladores. Los aisladores están hechos básicamente de vidrio, porcelana. Los aisladores

deben soportar entre tres a cinco veces más la tensión nominal de la línea de transmisión.

Existen varios tipos de aisladores, los cuales se utilizan de acuerdo a la energía q va a

transportar la línea y al peso del conductor.

Además las líneas de transmisión requieren de otros accesorios como son las grapas o

mordazas de suspensión, grapas deslizantes, grapas de amarre, forros de cobre. Tanto las

grapas de suspensión como las grapas de amarre con tornillos se suministran frecuentemente

con un forro de cobre que constituye una protección para el conductor y evita acciones

electrolíticas entre el cobre del conductor y el zinc del galvanizado de la grapa.

La línea de transmisión actual Cuenca – Loja está diseñada a 138kV y con 134,2 km de los

cuales para en el caso de este proyecto de investigación se tomara en consideración para el

diseño desde el km 47 hasta el km 95, ubicado entre el sector de Pucallpa hasta la parroquia

Urdaneta situado en el cantón Saraguro; debido a esto se proyecta diseñar la línea de

transmisión a 230kV, con una capacidad máxima de transmisión de 99,5MVA, con un hilo de

guarda y con tres fases a doble circuito que permite avalar el abastecimiento de crecimiento de

demanda energética incorporándose al plan de expansión del Sistema Nacional

Interconectado.

En el presente proyecto de investigación se utilizará como herramienta informática para

diseño de la Línea de Transmisión de Cuenca – Loja tramo 2 el Software DLTCAD 2010 de la

compañía peruana ABS Ingenieros que será utilizado únicamente con fines educativos.



xvii



- 1 -

I. LINEAS DE TRANSMISION ELÈCTRICA

1.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

El sistema de energía eléctrico es un conjunto de varios elementos que son fundamentales para que al final la energía

eléctrica tenga un buen provecho en las residencias, industrias. etc. Se empieza de las centrales de generación, de las cuales

se puede generar energía eléctrica de diferentes formas (plantas nucleares, hidroeléctricas, térmicas, eólicas, etc.) luego de

ello la energía eléctrica creada esta lista para su transportación a las cargas o consumidores; estos son utilizados cuando el

sistema no es viable o cuando afecta directamente al medioambiente, maximizando la eficiencia y haciendo que las pérdidas

(calor, radiaciones) sean lo más pequeñas posibles.

Fig.1 Sistema Eléctrico de Energía1

Al llegar la potencia a los centros de consumo se realiza una transformación de tensión, esta vez de reducción, con el fin

de suministrar energía a los consumidores.

Todo este proceso se da por medio de las líneas de transmisión eléctrica ya que estas son las encargadas del transporte de

potencia hasta llegar a los centros de consumo.

1 http://1.bp.blogspot.com/-_UD_SEO53tI/T2goflF4GJI/AAAAAAAADGw/r1FbTxTBdN8/s1600/transporte-

electricidad.png



- 2 -

1.1.1 Definición

Fig.2 Sistema Eléctrico de Energía2

Líneas de Transmisión son una parte del sistema eléctrico de potencia SEP, utilizadas para guiar o transmitir grandes

cantidades de ondas electromagnéticas (energía eléctrica) que son generadas en las centrales eléctricas y llevadas a través de

grandes distancias de un punto a otro hasta llegar a los diferentes puntos de consumo y colocadas sobre estructuras metálicas

capaces de soportar el peso de los conductores.

Las líneas de transmisión tienen como objetivos entregar energía y potencia cubriendo el área necesaria para llegar a sus

clientes, proveer de energía limpia sin interrupciones y lista para ser utilizada, llegar al consumidor de manera continua y

confiable.

1.1.2 Elementos

Una línea de transmisión eléctrica es básicamente el medio de transporte de la energía eléctrica de un punto a otro y a

grandes distancias. La línea de transmisión está constituida por los siguientes elementos.

2 http://www.noticiassin.com/wp-content/uploads/2011/02/transmisi%C3%B3n-el%C3%A9ctrica.jpeg



- 3 -

1.1.2.1 Conductores

Fig.3 Conductor eléctrico 3

Conductor eléctrico es el encargado de conducir la energía eléctrica en este caso, desde su punto de distribución hasta su

lugar de consumo de acuerdo a la demanda, mismos que están diseñados para soportar gran influencia de corriente ya que

usan componentes metales como cobre, oro, hierro y aluminio. Los conductores para transmisión son los ACSR de aluminio

de temple duro y alta pureza con un núcleo de cable de acero.

1.1.2.2 Aisladores

Fig. 4. Aisladores. 4

Aislante es un material el cual presenta cierto problema al paso de electricidad por lo tanto se lo puede llamar mal

conductor de electricidad ya que cualquier material conduce electricidad, pero un aislante conduce electricidad en menor o

mayor medida de acuerdo a los electrones de sus átomos. Los materiales aislantes más empleados son plástico, vidrio, mica.

3 http://image.made-in-china.com/2f0j00PsTayRwcHQbq/ACSR-Aluminium-Conductor-Steel-Reinforced-3.jpg

4 http://www.by.all.biz/img/by/catalog/78656.jpeg



- 4 -

1.1.2.2 Torres

Fig. 5 Torres metálicas usadas en Alta Tensión. 5

Las torres o estructuras son elementos de soporte para los conductores aéreos de las líneas de alta tensión, normalmente

construidas de celosía o acero; además de estos se utiliza soportes de hormigón o madera para la distribución eléctrica.

Las torres eléctricas pueden tener gran variedad de tamaños y formas en función a los esfuerzos a los que esté sometido y

del voltaje que transporte la línea; de acuerdo a estas características se podrá dimensionar sus formas y dimensiones de las

torres. Regladamente existen estructuras de tipo suspensión, retención, anclaje y ángulo.

1.1.3 Características.

Las líneas de transmisión eléctricas tienen varias características que dependerán del comportamiento libre del conductor

expuesto a efectos de sobrecarga de viento, tensiones, su gran capacidad de transporte de energía y de acuerdo a su longitud.

Sus características también se determinan por sus propiedades eléctricas, como la constante dieléctrica del aislante, la

conductancia de los cables y sus propiedades físicas como son los espacios entre conductores y el diámetro del cable. Entre

estas características están las constantes eléctricas de la línea como son su resistencia (R), inductancia (L), capacitancia (C) y

conductancia (G). A lo largo de la línea se dan la resistencia y la inductancia, mientras que en el conductor ocurre la

capacitancia y la conductancia.

5 http://electricidad-viatger.blogspot.com/2010_05_01_archive.html



- 5 -

II. REQUERIMIENTOS PARA EL DISEÑO

2.1 LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO

Para el presente trabajo de investigación es necesario proceder a realizar el trabajo de campo haciendo un levantamiento

general con la ayuda de un dispositivo GPS para con los puntos adquiridos cargar posteriormente en el Software.

Para el caso de este diseño, se tomaran los puntos de coordenadas obtenidas del proyecto “Línea de Transmisión Cuenca-

Loja a 138kV y montaje del segundo circuito” que se encuentra en la página web de Transelectric.

TABLA I

LISTA DE COORDENADAS UTM6

Nº NORTE ESTE ELEVACION

39 9650401,1 720912,32 3441,25

40 9650048,08 720559,67 3508,79

41 9649014,3 719488,94 3488,71

42 9648551,56 719252,24 3508,49

43 9645259,65 717918,42 3440,48

44 9644471,86 717619,9 3322,55

45 9643792,35 717324,03 3307,05

46 9642815,67 716928,6 3349,59

47 9636948,62 711398,21 3307,04

48 9636482,79 710955,77 3290,75

49 9636044,25 710529,16 3335,82

50 9635786,41 710093,84 3298,78

51 9635642,94 709863,21 3288,04

52 9635410,34 709460,43 3251,22

53 9634658,22 708189,71 3219,56

54 9634455,44 707839,76 3287,44

55 9634330,23 707636,73 3334,64

56 9633764,12 706677,84 3292,01

57 9633456,83 706171,06 3318,8

58 9633267,43 705841,71 3286,98

59 9632528,14 704590,13 3098,82

60 9628958,21 702049,33 2990,08

61 9628412,41 702132,76 2973,94

6 http://www.transelectric.com.ec/transelectric_portal/files/03%20descripcion%20del%20proyecto_lt%20cuenca-loja.pdf



- 6 -

Nº NORTE ESTE ELEVACION

62 9627694,15 702224,96 2879,05

63 9624901,02 702842,27 2712,26

64 9623507,6 703140,03 2311,3

65 9622296,2 704350,1 1919,88

66 9620734,95 705033,76 2228,29

67 9620138,78 704926,56 2214,73

68 9619632,96 704814,86 2278,17

69 9618493,93 704555,02 2459,48

70 9617908,64 704449,47 2383,72

71 9617155,17 704287,5 2277,74

72 9616640,21 704161,4 2252,87

73 9615929,23 704010,32 2307

74 9615319,22 703858,49 2356,8

75 9610418,29 702650,29 3000,96

76 9610154,56 702583,35 2995,83

77 9609508,11 702428,35 3023,72

78 9609003,58 702303,36 3011,82

Con esta base de datos que se tiene, se cargara al Software y se trazara la ruta preliminar para posteriormente obtener el

perfil topográfico correspondiente al Tramo 2 que consta del km 47 al km 95.

2.2 DISPOSICIONES COMUNES ELÉCTRICAS

2.2.1 Conductores

Los conductores utilizados en líneas de transmisión de alta tensión son uno elementos más importantes de esta, ya que se

analizan varios factores como la capacidad de corriente y tensión, la resistencia eléctrica, la resistencia a efectos atmosféricos

como son vientos, lluvia, nieve, etc. El tipo de conductor más utilizado para la transmisión de energía en líneas de alta

tensión son los conductores de aluminio ACSR (Aluminum Conductors Steel Reinforced –Conductores de Aluminio

Reforzado con almas de Acero).



- 7 -

Fig. 6 Conductor ACSR. 7

Fig. 7 Sección transversal de un Conductor ACSR. 8

2.2.2 Selección del conductor a utilizar.

Para la especificación de la selección del conductor conveniente para el presente diseño de transmisión se considera la

longitud total del trazado, en este caso está comprendida entre 80 y 240 km; a este tipo de línea se le denomina como línea

media.

2.2.2.1 Calculo de calibre por corriente

Se procede a calcular la corriente de línea considerando los siguientes datos. Se realiza el cálculo con las siguientes

ecuaciones tomadas del libro de Sistemas de Potencia de Duncan Glover.

Datos:

Nivel de tensión nominal

Potencia máxima de transmisión por circuito (terna)

7 http://www.sale-cable.com/Product-198.html

8 http://www.ing.uc.edu.ve/~viper/LINEAS.html



- 8 -

Factor de Potencia establecido por la operadora nacional de las líneas de transmisión Transelectric

Cálculo:

√ Potencia Trifásica (1)

√

√

A Corriente de Línea

Con la corriente obtenida se procede a observar la tabla de calibres de conductores ACSR, tomada de la página web de

ELECTROCABLES para verificar que calibre de conductor es el adecuado respecto a la corriente calculada.

En este caso la corriente de línea calculada es igual a 271,48 A, revisando en la tabla II de calibres de conductores el

conductor adecuado será Quail 2/0 capaz de soportar una corriente de 276 A.

TABLA II

TABLA DE CONDUCTORES ACSR9

Corriente calculada: 271,48 A

Corriente de conductor seleccionado: 276 A

Se puede observar que la corriente del conductor seleccionado abastece perfectamente a la corriente calculada, pero no es

suficiente, para ello se procede a realizar un cálculo por las caídas de tensión para verificar si este es el calibre de conductor

adecuado o no.

9 http://disensa.com/main/images/pdf/electro_cables.pdf



- 9 -

Calibre por corriente: QUAIL 2/0 AWG – 276 A

2.2.2.2 Calculo de calibre por caída de tensión.

Para el cálculo de acuerdo a la caída de tensión se toma como datos los siguientes: la tensión de línea que es 230kV, la

corriente de línea que calculamos anteriormente que resulto de 271,48 A, la longitud total de la línea que es 140 km y la caída

de tensión máxima en la línea “delta v (∆v)”, que será del 3%, variación menor a la permitida equivalente al 5% en la calidad

del servicio eléctrico del Ecuador según el CONECLEC regulación Nº 004/01

En este proyecto investigativo del diseño de la línea de transmisión está considerado como tramo 2 del km 47 al km 95,

habiendo dentro de este tramo 47 km, pero para el caso de este cálculo se tomara como dato de longitud la distancia total de

la línea que será de 140 km desde Cuenca hasta Loja.

Se procede a realizar el cálculo por caída de tensión para obtener el calibre del conductor.

Datos:

Variación de tensión máxima propuesta [%]

Voltaje nominal [kV]

Longitud total de línea [km]

Factor de potencia

Potencia máxima de transmisión por circuito [MVA]

Cálculo de caída de tensión máxima:

(2)

Calculo de la sección de conductor:

[ ] √ ∑

(3)

Dónde,



- 10 -

[ ], Sección del conductor [mm2]

, Conductancia del conductor, 35 para conductor ACSR

[ ] √ ∑

[ ]

Con el cálculo de caída de tensión se ha obtenido la sección máxima admisible del conductor, con este resultado se puede

observar en la tabla de conductores, que calibre de conductor tenga una sección mínima de 250,78 mm2.

En la tabla III, se muestra la selección del calibre de conductor respecto a la caída de tensión; se puede apreciar que el

conductor seleccionado cumple con el resultado del cálculo realizado anteriormente ya que presenta una sección mayor a la

calculada.

Sección calculada: 250,78 mm2

Sección de conductor seleccionado: 255,10 mm2

TABLA III


Calibre por caída de tensión: PELIKAN 477,00 AWG – 255,10 mm2 – 646 A

Ahora que se tiene seleccionados los calibres calculados por corriente y caída de tensión, se procede a seleccionar un

conductor cuyas características del conductor puedan soportar una corriente de 252,28 A y una tensión de 230 kV.

10

http://disensa.com/main/images/pdf/electro_cables.pdf



- 11 -

Entonces, nótese que el conductor por corriente que es el QUAIL 2/0 AWG – 276 A abastece la corriente calculada de

252,28 A, pero no soporta 230 kV puesto que la sección total del conductor es pequeña, por lo tanto se considera la

utilización de un conductor con mayor sección a la obtenida en los cálculos por corriente y caída de tensión, por lo tanto se

considera la selección del conductor de nombre comercial DRAKE; las características de dicho conductor se muestra en la

tabla IV.

Calibre de conductor a colocar en el diseño: DRAKE 795,00 AWG. – Sección total 468,00 mm2 - 907 A

TABLA IV


2.2.3 Parámetros eléctricos de línea.

Para realizar el cálculo eléctrico de la línea de transmisión, en primer lugar se toma en cuenta la clasificación de las líneas

de acuerdo a su longitud, entre esta clasificación existen:

Líneas cortas de menos de 80 km de longitud

Líneas medias que están entre 80 y 240 km de longitud.

Líneas largas que están sobre los 240 km de longitud.

En este proyecto de investigación se tiene como longitud total de la línea 140 km de longitud, por lo tanto la línea de

transmisión de Cuenca a Loja se considera como línea media ya que esta entre los 80 y 240 km. En la siguiente figura se

muestra el modelo de circuito equivalente π correspondiente a una línea media; modelo tomado del libro “Sistemas Eléctricos

de Potencia de Ducan Glover, pág. 221”.

11

http://disensa.com/main/images/pdf/electro_cables.pdf



- 12 -

Fig. 8 Circuito π equivalente correspondiente a una línea media.

En el circuito equivalente del modelo π intervienen parámetros eléctricos como resistencia, impedancia, admitancia

inductiva y admitancia en derivación.

Calculando todos estos parámetros eléctricos es posible encontrar las constantes A, B, C, D, que intervienen en el

modelamiento.

(4)

(5)

(

) (6)

Dónde,

A, B, C, D Constantes del circuito equivalente π

Y Admitancia

Z Impedancia

2.2.3.1 Cálculo del radio del conductor

El radio del conductor está dado por la siguiente fórmula:

(7)

Donde,

r radio del conductor [mm]



- 13 -

D, diámetro total de conductor [mm]. Valor tomado de la tabla de conductores ACSR de las características del conductor a

colocar DRAKE.

Entonces tenemos:

2.2.3.2 Cálculo de resistencia eléctrica

Entre las distintas condiciones ambientales que existe en el recorrido de la línea de transmisión entre las provincias de

Azuay y Loja, se considera como temperatura ambiente promedio 20ºC en todo el recorrido de la línea.

En la tabla V, se puede apreciar el valor por unidad de temperatura a 20ºC a la que el conductor está expuesto, tomando en

cuenta que el conductor a utilizar en el diseño es el que anteriormente se calculó, en este caso es el conductor de nombre

comercial DRAKE, en donde muestra la resistencia del conductor por milla a dicha temperatura.

TABLA V

CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS CONDUCTORES ACSR 12

NOMBRE CLAVE

Área de Al. Cmil

Trenzado AL/ST

Capas de AL

Diámetro ext.

Pulgadas

RESISTENCIA

RMG D pies

Reactancia por conductor a l pies de espaciamiento

60Hz CA, 60Hz

Dc, 20°C Ω/1000

pies

20°C Ω/milla

50°C Ω/milla

Xa inductiva Ω/milla

X'a capacitiva MΩ/milla

Dove 556,5 26/7 2 0,927 0,0307 0,1663 0,1826 0,0314 0,42 0,0965

Rook 636 24/7 2 0,977 0,0269 0,1461 0,1603 0,0327 0,415 0,095

Groebeak 636 26/7 2 0,99 0,0268 0,1454 0,1596 0,0335 0,412 0,0916

Drake 795 26/7 2 1,108 0,0215 0,1172 0,1284 0,0373 0,399 0,0912

Tern 795 45/7 3 1,063 0,0217 0,1188 0,1302 0,0352 0,406 0,0923

Rail 954 45/7 3 1,165 0,0181 0,0997 0,1092 0,0386 0,393 0,0897

Calculo de la resistencia por milla en la totalidad de la línea a temperatura de 20°C equivalente a 0.1172 Ω/milla.

1 milla = 1,609km

140Km = 87,01 milla

Entonces tenemos,

12

Manual de conductores eléctricos de aluminio, 2ª Edición, Washington DC, 1982



- 14 -

(8)

Dónde,

, Resistencia [Ω/milla], a temperatura de 20°C, obtenido de la tabla de fabricante

L, Longitud total de la línea en millas

2.2.3.3 Disposición de conductores

Para obtener la disposición de conductores es necesario calcular la distancia mínima entre conductores de fase según

indica el NESC (National Electrical Safery Code), norma ANSI C-2, para ello se utiliza la siguiente expresión:

(9)

Donde,

D, Distancia entre fases [m]

K, Factor que tiene en cuenta el tipo de conductor y el ángulo de oscilación de la cadena. (Para un conductor ACSR

mayor de 200 mm2 y un ángulo de oscilación máximo de 55°, este valor es de 0.75)

F, Flecha máxima [m]

L, Longitud de la cadena de aisladores [m]

Vn, Voltaje nominal

Tomando en cuenta las consideraciones antes indicadas, en la figura 9 se muestra el esquema de la disposición de

conductores dispuestos en el soporte.



- 15 -

Fig.9 Disposición de conductores.

2.2.3.4 Cálculo de la reactancia Inductiva (XL)

Para el cálculo del valor de la reactancia inductiva de la línea de transmisión, observamos en la tabla de características

eléctricas de conductores el valor que corresponde al conductor DRAKE, en donde tenemos:

Una vez que tenemos este dato de la reactancia inductiva, se debe tomar en cuenta también el factor de espaciamiento

según la distancia entre los conductores que se muestra en la disposición de las ternas en las torres de trasmisión.

Podemos observar en la figura 9, que la distancia entre conductores es de 6m que equivale a 19,685 pies; con este valor se

muestra en la siguiente tabla VI el valor establecido del factor de compensación por espaciamiento.



- 16 -

TABLA VI

FACTOR DE ESPACIAMIENTO PARA LA REACTANCIA INDUCTIVA XL A 60HZ 13

Pies Pulgadas

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

0 -0,3015 -0,2174 -0,1682 -0,1333 -0,1062 -0,0841 -0,0654 -0,0492 -0,0349 -0,0221 -0,0106

1 0 0,0097 0,0187 0,0271 0,0349 0,0423 0,0492 0,0558 0,0620 0,0679 0,0735 0,0789

2 0,0841 0,0891 0,0938 0,0984 0,1028 0,1071 0,1112 0,1152 0,1190 0,1227 0,1264 0,1299

3 0,1333 0,1366 0,1399 0,1430 0,1461 0,1491 0,1520 0,1549 0,1577 0,1604 0,1631 0,1657

4 0,1682 0,1707 0,1732 0,1756 0,1779 0,1802 0,1825 0,1847 0,1869 0,1891 0,1912 0,1933

5 0,1953 0,1973 0,1993 0,2012 0,2031 0,2050 0,2069 0,2087 0,2105 0,2123 0,2140 0,2157

6 0,2174 0,2191 0,2207 0,2224 0,2240 0,2256 0,2271 0,2287 0,2302 0,2317 0,2332 0,2347

7 0,2361 0,2376 0,2390 0,2404 0,2418 0,2431 0,2445 0,2458 0,2472 0,2485 0,2498 0,2511

8 0,2523

A 60 Hz en Ω/milla por conductor Xd=0,06831 log d,

con d=separación en pies Para líneas trifásicas

d=Deq

9 0,2666

10 0,2794

11 0,291

12 0,3015

13 0,3112

14 0,3202

15 0,3286

16 0,3364

17 0,3438

18 0,3507

19 0,3573

20 0,3635

21 0,3751

22 0,3805

23 0,3856

24 0,3906

25 0,3953

(10)

Dónde,

Xltotal, Reactancia inductiva total [Ω]

Xl, Reactancia inductiva parcial, obtenido de tabla [Ω/milla]

Xd, Compensación por espaciamiento de conductores, obtenido de tabla [Ω/milla ]


(

)

13




- 17 -

2.2.3.5 Cálculo de la reactancia capacitiva (Xc)

De la misma manera que el cálculo de la reactancia inductiva, observamos en la tabla de características eléctricas el valor

por unidad de la reactancia capacitiva, igualmente considerando el conductor DRAKE, tenemos:

Con este dato de la reactancia capacitiva, de la misma forma se debe tomar en cuenta también el factor de espaciamiento

según la disposición entre los conductores, donde ya sabemos que la distancia entre conductores es de 6m que equivale a

19,685 pies.

TABLA VII

FACTOR DE ESPACIAMIENTO PARA LA REACTANCIA CAPACITIVA Xc A 60HZ 14

Pies Pulgadas

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

0 -0,0737 -0,0532 -0,0411 -0,0326 -0,0260 -0,0206 -0,0160 -0,0120 -0,0085 -0,0054 -0,0026

1 0 0,0024 0,0046 0,0066 0,0085 0,0103 0,0120 0,0136 0,0152 0,0166 0,0180 0,0193

2 0,0206 0,0218 0,0229 0,0241 0,0251 0,0262 0,0272 0,0282 0,0291 0,0300 0,0309 0,0318

3 0,0326 0,0334 0,0342 0,0350 0,0357 0,0365 0,0372 0,0379 0,0385 0,0392 0,0399 0,0405

4 0,0411 0,0417 0,0423 0,0429 0,0435 0,0441 0,0446 0,0452 0,0457 0,0462 0,0467 0,0473

5 0,0478 0,0482 0,0487 0,0492 0,0497 0,0501 0,0506 0,0510 0,0515 0,0519 0,0523 0,0527

6 0,0532 0,0536 0,0540 0,0544 0,0548 0,0552 0,0555 0,0559 0,0563 0,0567 0,0570 0,0574

7 0,0577 0,0581 0,0584 0,0588 0,0591 0,0594 0,0598 0,0601 0,0604 0,0608 0,0611 0,0614

8 0,0617

A 60 Hz en Ω'/milla por conductor Xd'=0,06831 log d,

con d=separación en pies Para líneas trifásicas

d=Deq

9 0,0652

10 0,0683

11 0,0711

12 0,0737

13 0,0761

14 0,0783

15 0,0803

16 0,0823

17 0,0841

18 0,858

19 0,0874

20 0,0889

21 0,0903

22 0,0917

23 0,093

24 0,943

25 0,0955

14




- 18 -

(11)

Donde,

Xctotal, Reactancia capacitiva total [MΩ]

Xc, Reactancia capacitiva parcial, obtenido de tabla [MΩ/milla]

Xd, Compensación por espaciamiento de conductores, obtenido de tabla [MΩ/milla]


(

)

2.2.3.6 Calculo de admitancia en derivación (Yc)

Para obtener la admitancia en derivación del circuito equivalente de la línea media se aplica la inversa de la reactancia

capacitiva en derivación, así tenemos:

(12)

2.2.3.7 Circuito π equivalente de línea

Con los cálculos anteriores se obtiene el circuito equivalente π de la línea, representado en la figura 10.

Fig.10 Circuito π de línea media equivalente



- 19 -

2.2.3.8 Cálculo de parámetros ABCD del circuito π nominal

Impedancia (Z), suma de la resistencia y la reactancia inductiva.

Constante A

(13)

Dónde,

Yc Admitancia

Z Impedancia

p.u. Por unidad

p.u.

Constante B

(14)

Constante C

(

) (15)

2.2.3.9 Modelamiento de línea media

En una línea de transmisión eléctrica de tipo medio se obtienen los siguientes elementos que pueden ser calculados por

medio de las constantes ABCD calculadas en el modelo π equivalente.



- 20 -

Fig.11 Modelamiento de línea de transmisión media.

Dónde:

IS: Corriente de generación

VS: Voltaje de generación

IR: Corriente de receptor

VR: Voltaje de receptor

Voltaje de recepción

(16)

√ (17)

√



- 21 -

Corriente de recepción

√ (18)

√

Siendo P la potencia máxima del sistema.

Voltaje de generación

( ) (19)

√ (20)

√

Corriente de generación

( ) (21)



- 22 -

Potencia de generación

√ (22)

√

Eficiencia

(23)

Porcentaje de regulación

(24)

Pérdidas de potencia

La potencia de pérdidas en base al modelo π desarrollado se obtiene de la siguiente ecuación obtenida del libro “Cálculos

de líneas y redes, de Ramón María Mujal Rosas”

(25)

Donde,

Pp, Potencia de pérdidas

R, Resistencia total de línea

Is, Corriente de generación

IR, Corriente de recepción



- 23 -

La pérdida de potencia no excederá el 3% por cada 100km.

2.2.4 Aisladores.

Un material aislante es aquel que presenta cierto problema al paso de corriente eléctrica por lo tanto se lo puede llamar

mal conductor de corriente eléctrica, ya que cualquier material conduce electricidad; pero los aisladores lo hacen con mayor

dificultad que cualquier material conductor. Los principales aislantes para líneas de transmisión eléctricas son el aire y los

aisladores los cuales son fabricados con diferentes materiales aislantes como plástico, vidrio, mica, porcelana.

Los aisladores de líneas eléctricas de alta tensión cumplen la función de sujetar mecánicamente el conductor,

manteniéndolo separado de otros conductores y de tierra. Estos aisladores deben soportar las condiciones mecánicas de la

línea de transmisión que ejerce el conductor a través de la torre así como es la tracción, cortadura, compresión, flexión y

choque. El aislador debe ser capaz de aislar eléctricamente el conductor de la torre, de otros conductores y de tierra,

soportando la tensión en condiciones normales y las sobretensiones.

Para el correcto cálculo del aislamiento de la línea de trasmisión es necesario considerar los siguientes aspectos:

- Selección de la distancia de fuga dispuesta para la cadena de aisladores.

- Determinar el nivel isoceráunico, que es la cantidad de descargas atmosféricas ocurridas en un año. Para las zonas

ubicadas entre la provincia del Azuay y Loja el valor de incidencia de nivel isoseráunico es de 10, valor obtenido

del Mapa Isoceráunico del Ecuador disponible en el sitio web del INAMHI.

- Sobretensiones a frecuencia industrial y por descargas atmosféricas, puesto que la tensión máxima del sistema para

las líneas de transmisión se ubican en el rango I según la norma IEC 60071-1 (desde 0 hasta “$%kV), se

consideran las distancias eléctricas en términos de soportabilidad ante impulsos de frente rápido, es decir, de corta

duración; y de frecuencia industrial.

- Nivel de contaminación de la zona por donde atravesara la línea de alta tensión.

Para las estructuras de retención y suspensión se utilizaran los aisladores de tipo porcelana en forma de campana tipo

niebla, con las siguientes características.



- 24 -

TABLA VIII

CARACTERISTICAS DEL AISLADOR TIPO NIEBLA15

CARACTERÍSTICA

TIPO NIEBLA

CADENAS DE SUSPENSIÓN CADENAS DE RETENCIÓN

Tipo Suspensión disco cuenca y bola Suspensión disco cuenca y bola

Material Porcelana Porcelana

Resistencia electromecánica (kN) 120 120

Diámetro D (mm) 280 280

Espaciamiento S (mm) 146 146

Distancia mínima de fuga (mm) 445 445

Fig. 12 Aislador de porcelana tipo niebla16

2.2.4.1 Longitud de cadena de aisladores

En la tabla tomada de los fabricantes PLP Brasil e Industrias Arruti que se presenta a continuación, se especifica la forma

de calcular la longitud total de las cadenas, incluidos los elementos adicionales de sujeción, para las cadenas de suspensión y

retención, tomando en cuenta los elementos de sujeción entre aisladores y el conductor.

15

www.gamma.co/pdf/boletines/tecnicos/boletin05.pdf 16

http://es.made-in-china.com/co_cmeecjs/product_Fog-Type-Anti-Polluted-Porcelain-Suspension-Insulator_eusiyrhog.html



- 25 -

TABLA IX

LONGITUD CONSIDERADA PARA CADENA DE SUSPENCIÓN

Elemento

Carga de rotura (kN)

Longitud de acople

herrajes ARRUTI

(mm)

Longitud de acople

herrajes PLP

(mm)

Grillete 120 68 75

Adaptador óvalo-bola 120 73 60

Aisladores 120 N 146 N 146

Adaptador rótula-óvalo largo

(para operación en caliente) 120 200 200

Grapa de suspensión 60% TUR conductor 66 40

Longitud ----- N 146 + 407 N 146 + 375

Donde N, describe el número de aisladores que forman la cadena.

TABLA X

LONGITUD CONSIDERADA PARA CADENA DE RETENCIÓN

Elemento

Carga de rotura (kN)

Longitud de acople

herrajes ARRUTI

(mm)

Longitud de acople

herrajes PLP

(mm)

Grillete 120 68 75

Adaptador óvalo-bola 120 73 60

Aisladores 120 N 146 N 146

Adaptador rótula-horquilla (Para

operación en caliente)

120 (Nota 1) (Nota 1)

Grapa de retención 95% TUR conductor (Nota 1) (Nota 1)

Longitud ----- N 146 + 141 N 146 + 135

Donde N, describe el número de aisladores que forman la cadena.

2.2.4.2 Aislamiento a frecuencia industrial

Para el cálculo del aislamiento a frecuencia industrial se considera la metodología tomada del Electric Power Research

Institute (EPRI), referencia 5.

(26)



- 26 -

Donde,

V60HzF-N, Sobrevoltaje de 60 Hz

Vmax F-N, Voltaje máximo de operación Fase – Neutro (141.5kV)

Fs, Factor de sobre voltaje por tensiones temporales, debido a que el sistema se considera sólidamente

aterrizado equivale a se considera 1.4

Fy, Factor de contaminación y mantenimiento, se considera 1.1

Fden, Factor de densidad del aire 1/valor tabla

Fh, Factor por humedad.

Tomando en cuenta la altura sobre el nivel del mar de la zona por donde atraviesa la línea de transmisión se realiza el

cálculo a una altura de 3000msnm, siendo la altura media que presenta la zona ya que existen picos de hasta 3400m.

Fig. 13 Factor de densidad de aire en función de msnm17

Explicando la figura se obtiene 0,7 de valor relativo a los 3000msnm, obteniendo el valor de 1,43 unidades como el valor

del factor de densidad. Para obtener el valor del factor de humedad Fh, se toma en cuenta la temperatura promedio de la zona

equivalente a 20ºC según el atlas solar disponible en la página web del CONELEC.

17

http://www.ugr.es/~agcasco/personal/restauracion/teoria/Tema06.htm



- 27 -

Fig. 14 Humedad absoluta en función de la temperatura18

En la gráfica izquierda donde se ubica la temperatura de 20ºC se obtiene el valor de 17,5 g/m3 que ubicando en la gráfica

derecha corresponde a un factor de humedad de Fh=0,93. Al reemplazar estos valores en la ecuación de ,

obtenemos un sobrevoltaje de 60Hz de 289kV, cuyo valor determina una distancia mínima en aire para sobrevoltajes de baja

frecuencia equivalente a 110cm según indica la siguiente figura tomada del NKG Technical Note.

Fig. 15 Distancia mínima en aire para voltajes de baja frecuencia19

18

http://www.ugr.es/~agcasco/personal/restauracion/teoria/Tema06.htm



- 28 -

2.2.4.3 Determinación de la línea de fuga

Para la determinación del valor de la línea de fuga, se toma en consideración el nivel de contaminación ambiental, dada

por la siguiente tabla obtenida de la norma IEC 71-2, 1996-12.

TABLA XI

GRADOS DE CONTAMINACION DE ACUERDO A LA NORMA IEC 71-2

Debido al medioambiente por donde atraviesa el recorrido de la totalidad de la línea de transmisión y tomando en cuenta

el crecimiento industrial en los próximos años se determinará como grado de contaminación de nivel tres de tipos fuertes,

correspondientes a una distancia nominal de fuga mínima de 25 mm por kV.

La distancia de fuga mínima está dada por la siguiente ecuación que está considerada dentro de la misma norma IEC 71-2.

(27)

19

NKG TECHNICAL NOTE, April 26/88



- 29 -

Donde,

Dfmin , Distancia de fuga mínima nominal en mm

Kf, Distancia de fuga específica mínima nominal (25mm/kV)

VF-Fmax, 245 kV (Máxima tensión de servicio fase-fase en línea de 230kV según norma IEC 60071-1)

Kd, Factor de corrección que depende del diámetro de las aletas de los aisladores (1 para diámetro de

aisladores menor a 300 mm)

Reemplazando los datos en la ecuación se obtiene:

2.2.4.4 Cálculo del voltaje crítico de flameo inverso y número de aisladores

Para calcular la cantidad de número de aisladores, se toma en cuenta la distancia de fuga del aislador a utilizar que

equivale a 445mm, entonces tenemos:

(28)

Dónde,

Dfmin, Distancia mínima de fuga

Dfaislador, Distancia de fuga del aislador (445mm)

Se obtiene como longitud de aislamiento 14 unidades de aisladores, por lo tanto W equivale a 2,0044m.

No obstante, el número de aisladores a utilizar debe tomar en consideración un valor de corrección que corresponde al

voltaje critico de flameo inverso CFO, dado por la siguiente ecuación obtenida de la norma IEC 600071-2.

(

) (29)

Donde,

t, tiempo de flameo [µs]

W, longitud de aislamiento previo [metros]



- 30 -

Reemplazando los valores en la ecuación se obtiene un voltaje crítico de flameo de 1196kV, valor que considera un factor

de corrección por la altitud, que se calcula mediante la siguiente ecuación obtenida de la norma IEC 60071-2.

(

) (30)

Donde,

H, altura sobre el nivel del mar

m, 1 para coordinación de voltajes de soporte de impulso atmosférico. (IEC 60071-2)

Reemplazando los valores se obtiene el CFO corregido equivalente a 1728kV.

Conseguidos estos valores del CFO se selecciona el número de unidades de aisladores que cumpla por arriba del valor

obtenido, comparado con la siguiente tabla tomada de la norma ANSI C29.1

TABLA XII

VOLTAJE IMPULSIVO DE FLAMEO CON PROBABILIDAD DEL 50%

RANGO N° DE UNIDADES

(280*146 mm)

CFO*

(kV)

Distancia de fuga

(mm)

0-1000 msnm 14 1310 6230

1000-2000 msnm 17 1595 7565

2000-3000 msnm 19 1755 8455

3000-4000 msnm 20 1840 8900

En la tabla se observa el número de aisladores a emplear, que es de 19 unidades para las cadenas de suspensión y de 20

unidades para las cadenas de retención, tomando en cuenta el esfuerzo mecánico en los dos casos.

La longitud de la cadena de suspensión según el fabricante PLP de Brasil antes mencionado en la tabla IX es igual a:

La longitud de la cadena de retención según el fabricante PLP de Brasil antes mencionado en la tabla X es igual a:



- 31 -

2.2.5 Hilos de guarda

Los hilos de guardas son conductores que tienen por función apantallar las descargas atmosféricas como son los rayos, que

pueden impactar directamente a los conductores de alta tensión. Los hilos de guarda están colocados en la parte más alta de la

torre de transmisión y se encuentran conectados a la estructura metálica de cada torre para drenar a tierra posibles

sobretensiones.

Fig. 16 Distribución de descargas atmosféricas a tierra 20

En las líneas de transmisión se ha visto la necesidad de colocar hilos de guarda con fibra óptica, puesto que se ha

convertido en la base de la mayoría de sistemas y redes de telecomunicaciones.

Así entonces se colocan en las líneas de transmisión cables de guarda de tipo OPGW (Optical Ground Wire) que sustituye

al cable de guarda tradicional ya que estos tipos de cables además de brindar protección a los conductores de alta tensión y de

ser capaz de denar a tierra corrientes de cortocircuitos generado por fallas, también son capaces de la recepción y transmisión

de vos y datos a altas velocidades a los equipos terminales. En la figura 17 se muestra la formación del cable OPGW.

Fig. 17 Formación del cable OPGW 21

El cable OPGW está formado por un elemento central de refuerzo, por tubos rígidos y holgados por donde pasan los hilos

de fibra óptica cubiertos de gel protector de altas temperaturas y de humedad, cintas de protección térmicas, tubo de

aluminio, y corona de acero recubierto de aluminio o con aleación de aluminio para la conducción de corrientes de

20

http://www.sapiensman.com/sobretensiones/ 21

http://www.directindustry.es/prod/cabelte/cables-hibridos-fibras-opticas-electricos-12455-956737.html



- 32 -

cortocircuito. Este tipo de cable está diseñado conforme a las condiciones de transmisión de datos, condiciones climáticas,

mecánicas y eléctricas.

2.2.6 Distancia de seguridad vertical

La distancia de seguridad vertical nos brinda protección bajo todo el recorrido de la línea de transmisión, estableciendo

una distancia mínima entre la superficie del suelo y los conductores de alta tensión. Es de mucha importancia la distancia de

seguridad ya que representa un resguardo hacia cualquier tipo de ser vivo terrestre.

Para establecer la distancia de seguridad vertical se considera como mínimo 6.58m para un nivel de tensión de 230kV,

obtenido según la regulación del CONELEC 002/10, “Regulación de distancias de seguridad” y el Código de Redes. La

distancia de seguridad debe mantenerse a lo largo del tendido de la línea de transmisión, en el presente diseño se considera

8m de distancia de seguridad mínima, estableciendo un factor adicional de seguridad.

La distancia de seguridad según la regulación mencionada se obtiene de:

Para tensiones superiores de 22kV hasta 470kV:

[ ] (31)

Donde,

D, Distancia de seguridad obtenida

Dtabla, Distancia de tabla a 22kV, (4.5m)

0.01, Constante que considera el incremento de 0.01m por cada kV a partir de 22kV

[ ]

2.2.7 Puesta a tierra

El propósito de un sistema de puesta a tierra es garantizar el abandono de forma rápida y eficaz de las sobretensiones

atmosféricas, contingencias o fallas que se puede dar en la línea de transmisión y evacuar directamente a tierra.

Para la puesta a tierra se debe tomar en consideración los siguientes factores:

- Ofrecer seguridad a las personas



- 33 -

- Salvaguardar equipos, instalaciones y todos los bienes en general para así garantizar la correcta operación de los

equipos de protección de la línea de transmisión.

- Establecer en la línea de transmisión un potencial de referencia estabilizando la tensión eléctrica a tierra.

Según las normas ANSI-IEEE Standard 142-1991 y ANSI-IEEE-80, indican que en una recomendable puesta a tierra se

debe obtener una resistencia máxima de 10 ohmios, si es necesario se deberá mejorar el terreno o incrementar el número de

varillas si la resistividad es muy elevada.

TABLA XIII

REQUERIMIENTOS DE RESISTENCIA EN PUESTAS A TIERRA 22

Requerimiento

Impedancia

(Ω)

Resistencia Base Máxima

(Ω)

Central generadora 0 - 1.0 - - -

Central de transmisión 0 - 1.0 - - -

Subestación 0 - 2.0 - - -

Líneas de transmisión - - - 10

Líneas de distribución - - - 5

Torres de comunicación - - - 5

El cable de guarda y todas las estructuras de las torres contarán con una puesta a tierra con cable de acero enchapado de

cobre desnudo de 7 hilos, tipo semiduro, calibre Nº 1 AWG y varillas cooperweld de 2,4m de longitud por 5/8” de diámetro,

será fabricado en base a las normas ASTM B2, B3 y B8 o similares.

Las varillas copperweld estarán protegidas contra la oxidación y corrosión por una capa exterior de cobre

permanentemente fundida al alma de acero de 254 micras de espesor, deberán contener el conector fijo y será de cobre con

perno para ajustar al conductor de puesta a tierra.

Según las normas mencionadas anteriormente se puede conformar diseños de puestas a tierra utilizando electrodos

verticales o electrodos horizontales.

De acuerdo con la norma IEEE STD 142, la resistencia de puesta a tierra de cualquier electrodo vertical u horizontal está

compuesta por:

- Resistencia del material del electrodo

- Resistencia del contacto entre el electrodo y el suelo

- Resistencia del suelo, que se opone al flujo de corriente desde la superficie del electrodo hacia la tierra.

22

https://www.google.com.ec/?gfe_rd=cr&ei=dhqNU4WBPY289Aaf74CwBg#q=manual+para+el+dise%C3%B1o+y+construcci%C3%B3n

+puestas+a+tierra.pdf



- 34 -

Tanto las resistencia del material del electrodo y la del contacto entre el electrodo y el suelo con relativamente pequeñas

(10-4 Ω) por lo que son despreciables en el cálculo.

2.2.7.1 Electrodo vertical

La resistencia de conexión a tierra en un electrodo vertical está dada por la siguiente expresión:

(

) * (

) + (32)

Donde,

Rev, resistencia del electrodo vertical, ohm.

ρ, resistividad del terreno, ohm/m.

L, longitud del electrodo vertical, m.

r, Radio del electrodo vertical, m.

Fig.18 Disposición vertical de electrodo de puesta a tierra 23

2.2.7.2 Electrodo horizontal

Para electrodos horizontales de longitud L se aplica la siguiente expresión:

(

) * (

) (

)

+ (33)

Dónde:

Reh, resistencia del electrodo horizontal, ohm.

23

http://www.tuveras.com/seguridad/tierra/tierra.htm



- 35 -

ρ, resistividad del terreno, ohm*m.

L, longitud del electrodo horizontal, m.

r, radio del electrodo horizontal, m.

h, profundidad de enterramiento, m.

La resistividad del terreno depende de factores como el tipo de suelo, la composición química, la humedad, el efecto de la

temperatura de la región, el tamaño del grano y la compactación.

Fig.19 Disposición horizontal de electrodo de puesta a tierra 24

2.3 DISPOSICIONES COMUNES MECÁNICAS

2.3.1 Torres, estructuras.

Las torres de transmisión eléctrica son estructuras metálicas construidas en su mayoría de celosía o acero, las torres tienen

como función principal soportar el peso de los conductores de alta tensión. Las estructuras o torres se pueden construir de

distintas formas y tamaños, dependiendo del uso y de la tensión nominal que se va a transportar.

24

http://www.tuveras.com/seguridad/tierra/tierra.htm



- 36 -

Fig. 20 Torre de transmisión de celosía 25

En el presente proyecto de investigación las torres poseen alturas de 24, 30, 36 y 42 metros, donde están distribuidas en

todo el diseño dependiendo del perfil topográfico, de la distancia del vano, vértices y de la geografía que puedan presentarse

en el terreno. Puesto que el proyecto fue diseñado para transmitir 230kV a doble terna, es decir, doble circuito, en caso de

haber una falla en la primera terna o en el primer circuito se abre paso al otro circuito para así evitar la suspensión del

servicio eléctrico.

En este proyecto el tipo de torre a utilizar en el diseño de la línea de transmisión es de 47m de altura, forma y estructura

que muestra el fabricante (Fabricantes Electro Mecánicos) FEM Ltda. del diseño de línea de transmisión Paute – Cuenca;

referirse al Anexo B.

Los armados de las torres se montan de acuerdo a las necesidades o función a la que esté sometido el conductor en la

línea, ya sea el caso de anclaje o tangente según los requerimientos del diseño. Los armados se ha considerado la disposición

de doble terna o doble circuito para así garantizar la continuidad y estabilidad en la línea en caso de fallas o rotura del

conductor en uno de los circuitos:

25

http://www.towerscn.es/big_img.html?etw_path=http://www.towerscn.es/1-1-angle-steel-tower.html&big_etw_img=1-transmission-

tower/1-1-1d.jpg



- 37 -

Anclaje terminal: son estructuras metálicas colocadas al inicio y final de la línea de trasmisión, estas estructuras

deben ser capaces de soportar las condiciones mecánicas máximas que ejercen los conductores al inicio o final de

toda la línea. También se ubican en puntos con ángulos mayores.

Fig. 21 Armado de Anclaje Terminal.

Anclaje: en las líneas de transmisión estas estructuras son usadas principalmente para dividir independientemente

por sectores toda la línea ya sea en ángulo o en recta, generalmente se colocan después de una o cuantas estructuras

de suspensión.

Fig. 22 Armado de Anclaje.



- 38 -

Tangente de suspensión: este tipo de estructuras son empleadas generalmente para vanos de línea rectos y para

ángulos pequeños que se forma a lo largo del tendido de la línea de transmisión.

Fig. 23 Armado de Tangente de suspensión.

Tangente reforzada: estructura capaz de soportar a los conductores en una forma angular delimitada, se colocan en

puntos definidos o en los vértices que genera el perfil topográfico.

Fig. 24 Armado de Tangente de reforzada.

2.3.1.1 Fundaciones o cimentaciones

Para la fundación o cimentación a utilizar en las torres de transmisión es necesario conocer el estudio detallado de las

características físicas y químicas de los suelos en cada una de las zonas por donde pasara la línea de transmisión.



- 39 -

Dentro de la geología total por donde atravesará la línea de transmisión es importante apreciar o identificar las zonas

inundable, la presencia de nivel freático, y determinar la composición química del suelo en relación con los elementos que

puedan ser perjudiciales para el concreto o el acero de las parrillas y pernos de anclaje.

Para el diseño y el cálculo de las cimentaciones deben obtenerse las máximas reacciones a compresión, tracción y

cortantes horizontales para así garantizar estabilidad en la línea de transmisión.

Los tipos de cimentación asociados con el tipo de suelo recomendado por el American Concrete Institute (ACI) se indican

a continuación:

- Suelos con capacidad portante inferior a 0.5 kg/cm2: Son suelos muy compresibles y con riesgos de

asentamientos y generalmente con alto nivel freático (aguas subterráneas). Para este tipo de suelos se recomienda

cimentación con pilotes, cimentación en plateas o zapatas aisladas.

- Suelos con capacidad portante entre 0.5 kg/cm2 y 1.0 kg/cm2: Son suelos menos compresibles y con menor

riesgo de asentamiento. El diseño de la cimentación se ejecuta para el límite inferior del rango (0.5 kg/m2). La

cimentación más adecuada es la zapata aislada. Se recomienda obtener varias combinaciones de los valores de

profundidad de la cimentación contra el tamaño de la losa de apoyo, hasta encontrar la más económica.

- Suelos con capacidad portante entre 1.0 kg/cm2 y 2.0 kg/cm2: Constituyen el rango de capacidades portantes

más frecuentes encontradas. Generalmente estas capacidades corresponden a suelos cuya densidad o compactación

les permite sostener taludes de excavación verticales. Las cimentaciones más recomendables son: zapatas, en sitios

con presencia de nivel freático, patas de elefante, si el suelo es cohesivo y permite ejecutar una excavación

conformada.

- Suelos con capacidad portante superior a 2.0 kg/cm2: Por lo general se encuentran en terrenos bastante

escarpados, son de difícil excavación y algunos de ellos de constitución rocosa. Las cimentaciones recomendadas

son las zapatas, las patas de elefante, las parrillas o el anclaje en roca siempre y cuando se encuentre roca sana

superficial.

a. De bloque único o zapatas: Las fundaciones de bloque único consisten en una sola base de hormigón, sobre la cual

se fijarán las bases de las torres de forma apernada. Esta fundación es usada cuando el terreno es plano pero poco

resistente. Las cimentaciones de bloque único se pueden calcular con el método de Sulzberger que es

particularmente apropiado cuando el suelo presenta resistencia lateral y de fondo con fundaciones profundas; o con

el método de Mohr, que se adapta a terrenos son resistencia lateral, con bases anchas.



- 40 -

Fig.25 Fundación de bloque único 26

b. De partes separadas o patas de elefante: Cuando el terreno se muestra resistente se utiliza fundaciones de partes

separadas, pues son independientes una de la otra.

Fig.26 Fundación de partes separadas 27

c. Pilotes o anclaje en roca: Los pilotes se emplean para efectuar fundaciones en terrenos en los cuales las

características resistentes se encuentran solo "a profundidad".

Fig.27 Fundación de pilotes 28

26

http://www.cramelectro.com/wordpress/index.php/tag/psc-s-a/ 27

http://www.ing.unlp.edu.ar/sispot/Libros%202007/libros/le-soi/soi8/soi8.htm



- 41 -

2.3.2 Catenaria

La catenaria es un conductor que se suspende libremente con un peso uniforme entre dos soportes situados a nivel o a

desnivel y describe una curva parabólica.

Fig. 28 Catenaria 29

Se llama vano a la distancia “a” que existe entre el punto A y punto B. La distancia “f” que describe desde el punto más

bajo de la curva hasta el centro de la recta AB se llama flecha.

A continuación se muestra un análisis resumido de las formulas y ecuaciones que se aplica para encontrar el valor de los

parámetros mecánicos más específicos como son Catenaria y la Flecha del conductor; ya que el Software DLTCAD nos

brinda la posibilidad de realizar estos cálculos y otros más y generarlos automáticamente.

Para el cálculo del valor la catenaria se aplica la fórmula que se cita a continuación:

(32)

Donde;

To = Tiro en cualquier punto del conductor [kg]

Wc = Peso unitario del conductor [kg/m]

C = Parámetro de la catenaria [m]

El valor de la flecha se calcula de acuerdo a las siguientes ecuaciones:

(33)

28

http://enzarzarte.blogspot.com/ 29

http://fcaglp.unlp.edu.ar/referenciacion/index.php/Imagen:Catenaria.png#filelinks



- 42 -

Donde;

f = Flecha del Conductor [m]

a = Vano [m]

Wc = Peso unitario del conductor [kg/m]

To = Tiro en cualquier punto del conductor [kg]

2.3.3 Amortiguadores.

Los amortiguadores son unidades mecánicas colocados en las líneas de transmisión eléctrica; estos tienen como función

principal amortiguar la vibración del conductor que se pueden dar significativamente por fuertes vientos y así evitar choques

entre as líneas aéreas o con la estructura de las torres.

Los amortiguadores de vibración de tipo Stockbridge, están formados en su mayoría por un cuerpo apretador, un cable de

acero guía y dos contrapesos de zinc, lo cual les permite mayor amplitud de vibración a altas frecuencias eólicas en las líneas.

La selección del amortiguador se hace de acuerdo a las condiciones climáticas del sitio, a la distancia entre cada torre, al

tipo de conductor, al tipo de cable o hilo de guarda y a los datos necesarios de toda la línea de transmisión.

.

Fig. 29 Amortiguador de vibración tipo Stockbridge 30

2.3.4 Herrajes

Los herrajes usados en las líneas de transmisión son dispositivos mecánicos que cumplen como función la fijación,

separación y también la amortiguación de las vibraciones que se produce en los cables de guarda y conductores debido a las

condiciones atmosféricas que se puedan presentar en el sitio.

30

http://comercialletelier.cl/ferreteria/Amortiguador%20stockbridge/Amortiguadores.html



- 43 -

Los herrajes también tienen como función transmitir directamente a la estructura de la torre o a la cadena de aisladores,

todos los esfuerzos mecánicos como el peso del conductor, la fuerza del viento, los esfuerzos de tracción, compresión y

flexión debido a la carga mecánica que ejerce en el conductor.

En las líneas de transmisión eléctricas los herrajes más usados se consideran por el diseño, las condiciones climáticas,

condiciones mecánicas y condiciones eléctricas a la que esté sometida la línea de transmisión; entre ellos tenemos:

2.3.4.1 Grapas de suspensión

Las grapas de suspensión son el herraje utilizado como elemento de sujeción del conductor a los demás elementos de la

cadena de aislamiento así como también soportar varios rangos de voltaje. Este tipo de herrajes son fabricados en aluminio de

alta resistencia.

Fig. 30 Grapa de suspensión. 31

2.3.4.2 Grapa de retención o anclaje

Las grapas de retención o anclaje deben tener gran resistencia mecánica a las cargas de rotura o desplazamiento, puesto

que este tipo de herrajes se encuentran sujetos entre el conductor y el aislador en los diferentes armados de las estructuras

como son de anclaje y anclaje terminal.

31

http://www.grupoarruti.com/industrias/desnudos.html



- 44 -

Fig. 31 Cadena de anclaje. 32

2.3.4.3 Horquilla bola

La horquilla bola tiene por función enlazar entre la cadena de aislamiento y el aislador por la parte superior. Se usa

exclusivamente en líneas aéreas de alta tensión. Este tipo de herraje está construido en acero forjado y existen varios tipos y

tamaños.

Fig. 32 Horquilla bola 33

32

http://www.plp.com.br/ar/component/k2/item/33-conjunto-de-fijaci%C3%B3n-de-riendas-vari-grip%E2%84%A2



- 45 -

2.3.4.4 Grilletes

Los grilletes son un tipo de herrajes que están hechos de hierro y acero forjado, se presentan en varios tipos y tamaños. Es

usado como herraje para sujetar las cadenas de aisladores con el apoyo.

Fig. 33 Grillete 34

2.3.4.5 Yugos

Son llamados así a los herrajes hechos de acero galvanizado, pletina en forma de yugos que van enlazados en la cadena de

herrajes, bien sea por la parte inferior, superior o por ambas partes de la cadena de aislamiento, según sea el aislamiento. Son

sencillos, múltiples y especiales. Según las condiciones del aislamiento, el tipo de línea y otras funciones se usa este tipo de

herrajes según las necesidades, entre estos tenemos tres tipos de yugos: yugo triangular, yugo separador y yugo de cruce.

Fig. 34 Yugo triangular 35

33

http://comercialletelier.cl/varios/varios.html 34

http://www.logismarket.com.mx/cm/grillete-de-tornillo-tuerca-y-chaveta/1306848936-1179565924-p.html 35

http://www.emprel.com.ar/lineasaereaselectricas/morseteria.html



- 46 -

III. PROPUESTA DE DISEÑO ASISTIDO POR

SOFTWARE, CÁLCULO ELÉCTRICO Y MECÁNICO

DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN.

3.1 CONFIGURACIONES NECESARIAS PARA EL DISEÑO DE LA

LÍNEA DE TRANSMISIÓN

3.1.1 Ingreso de puntos georeferenciales y generación del perfil topográfico.

Una vez obtenido los puntos georeferenciales en un archivo “.xlsx” (Excel), es necesario pasar dichos puntos a un archivo

de texto “.txt” y organizarlos correctamente. Una vez creado el archivo lo guardamos y posteriormente se cambia la extensión

del archivo a “.utm” para poder cargar los puntos georeferenciales al Software DLTCAD. Entonces tenemos.

Fig. 35 Puntos georeferenciales en archivo de texto “.txt”



- 47 -

Fig. 36 Puntos georeferenciales en archivo con extensión “.utm”

Una vez creado el archivo con la extensión “.utm”, accedemos al Software DLTCAD, damos clic en el botón “Abrir

Archivo”. Nos aparecerá una ventana donde se puede escoger el tipo de extensiones del archivo en donde hemos guardado

los puntos georeferenciales. En este caso escogemos la opción “Datos formato XYZ (.UTM)”. Nos aparecerá la siguiente

pantalla.

Fig. 37 Ventana para abrir archivo con extensión “.utm”



- 48 -

Seleccionamos el archivo “.utm” que hemos creado, en este caso es el archivo de nombre “Puntos Georeferenciales.utm”

y damos clic en abrir, nos aparecerá la siguiente ventana.

Fig. 38 Puntos georeferenciales cargados en el Software

Una vez que apreciamos los datos de la anterior, quiere decir que hemos cargado correctamente los puntos

georeferenciales al Software, entonces damos clic en “Continuar” e inmediatamente damos clic en “Aceptar” si no se tiene

ningún cambio, luego de esto se muestra los puntos georeferenciales desde una vista superior como se puede apreciar en la

figura 39.

Fig. 39 Puntos georeferenciales generados en el Software.



- 49 -

Posterior a esto, se procede a trazar la ruta de línea; esto se hace con una opción del Software que se encuentra en la barra

de menús en la opción “Editar Perfil TPG”, hacemos clic ahí y luego en “Trazar Ruta de LT”.

Fig. 40 Opción “Trazar Ruta de LT”.

Esta opción nos permite ir trazando la ruta de la línea de transmisión, no es necesario ir trazando punto por punto, pero es

muy esencial trazar por cada vértice de los puntos georeferenciales cargados en el Software para así crear el perfil topográfico

en su mayor forma real posible.

Fig. 41 Trazando ruta LT.

En la figura anterior se aprecia claramente el trabajo de trazado de la ruta linea de la linea de transmision, se puede

observar que la linea celeste es la ruta que se ha trazado y la linea amarilla nos indica que se sigue en el proceso de trazado de

la ruta de LT. La ruta pasa de color amarillo a color celeste cada vez que se va trazando por un vertice.



- 50 -

Fig. 42 Trazado total de ruta.

En la figura 42, se muestra el trabajo total ejecutado del trazado de la ruta de la línea de transmisión, nótese que toda la

ruta trazada presenta un color celeste que indica que la ruta está trazada.

Cabe indicar que la ruta trazada de la línea de transmisión está en vista de planta es decir desde una vista superior o una

vista desde arriba. Ahora una vez que se tiene toda la ruta trazada procedemos a generar el perfil topográfico; para ello en el

Software nos ubicamos en la opción “Editar Perfil TPG”, luego en la opción “Calcular Perfil TPG”.

Fig. 43 Opción “Calcular Perfil TPG”

Una vez seleccionada la acción “Calcula Perfil TPG”, automáticamente se genera el perfil topográfico, en el que podemos

empezar a realizar las configuraciones generales para el diseño. El perfil topográfico generado se muestra en vista de perfil a

diferencia del trazado de la ruta de LT.



- 51 -

Fig. 44 Perfil Topográfico

Como se muestra en el perfil topográfico de la figura anterior, se puede observar la ruta de la línea de transmisión Cuenca

– Loja, tramo 2; que consta del km47 al km95, situada entre el sector de Pucallpa antes del cantón Nabón (izquierda) hasta la

parroquia Urdaneta perteneciente al cantón Saraguro (derecha), ubicados entre las provincias de Azuay y Loja

respectivamente.

3.1.2 Configuraciones Generales.

Ya que se tiene generado el perfil topográfico en el Software, es necesario realizar las configuraciones generales para el

diseño, para ello en el Software buscamos la opción “Datos del Proyecto”, luego en “Configuración” y posteriormente en

“Configuración General”, como se muestra en la siguiente figura.

Fig. 45 Configuración General.

Una vez que accedemos a la configuración general, nos aparece una ventana con varias pestañas de opciones para

configurar el diseño del proyecto, así tenemos configuraciones de diseño, consideraciones, gráfico, planos de perfil,

condiciones ambientales y proyecto.



- 52 -

En cada pestaña de “Configuración General” es necesario ingresar datos relevantes del diseño como se indican en las

figuras:

En la pestaña “Diseño” se ingresaran los siguientes datos: figura 46

Nivel de tensión: 230kV (Nivel de tensión nominal)

Potencia nominal: 99.5MVA (Potencia máxima de transmisión)

Frencuencia de la red: 60Hz (Frecuencia de la red, 60Hz Latinoamérica)

Distancia mínima a terreno: 8m (Calculada anteriormente)

Distancia mínima lateral: 6m (Calculada anteriormente)

Conductores de fase: 3F doble terna (Diseño de doble circuito trifásico)

Conductor de guarda: 1 cable de guarda (Conductor de protección)

Conductor de neutro: Sin neutro corrido

Conductor secundario: Sin conductor

N° Conductores por fase: Simplex 1Cond. (Un conductor por cada fase)

Los demás parámetros son considerados en base al manual de DLTCAD.

Fig. 46 Configuración General, Diseño

En la pestaña “Consideraciones” se ingresa los siguientes datos: figura 47

Vano mínimo: 100m (Distancia mínima entre soportes)

Vano máximo: 800m (Distancia máxima entre soportes)

Distancia entre anclajes: 2000m (Distancia recomendada para armados de retención o anclajes)



- 53 -

Fig. 47 Configuración General, Consideraciones.

En pestaña “Grafico”, se muestra configuraciones de graficas predeterminadas, así como podemos seleccionar a nuestro

parecer según la necesidad de visualización de gráficos dentro del diseño; tal y como se muestra en la figura 48.

Fig. 48 Configuración General, Grafico.



- 54 -

En la pestaña “Cálculos Varios”, se ingresa los siguientes datos: figura 49.

K de presión de viento: 0.00482 (Valor recomendado por el manual de DLTCAD para 3000msnm)

K de presión de hielo: 0.00290 (Valor recomendado por el manual de DLTCAD para 3000msnm)

Peso operario: 100kg (Recomendado cuando no se consideran cargas adicionales)

Peso adicional: 10kg (Recomendado cuando no se consideran cargas adicionales)

Distancia entre conductores: Factor de espaciamiento adicional del 20% al determinado 6m.

Coef. Aerodinámico aislador: 1.25 (Recomendado para cadenas de aisladores)

Peso del contrapeso: 25kg (Recomendado para cadenas de aisladores)

Peso de polea: 15kg (Recomendado para cadenas de aisladores)

Peso de cadena: 134kg (Obtenido del peso unitario del aislador por el número de aisladores calculados)

Longitud de cadena: 3.14m (Calculado con anterioridad)

Fig. 49 Configuración General, Cálculos varios.

En la pestaña “Planos de Perfil”, muestra exclusivamente configuraciones para la visualización de los planos que

generará el Software al final del diseño, como se muestra en la siguiente figura.



- 55 -

Fig. 50 Configuración General, Planos de Perfil.

En la pestaña “Condiciones Ambientales”, se ingresa los siguientes datos: figura 51

Temperatura mínima: -10°C (Recomendada por el manual de DLTCAD para 3000msnm)

Temperatura media: 20°C (Obtenida del Atlas solar del CONELEC)

Temperatura máxima: 30°C (Obtenida del Atlas solar del CONELEC)

Viento máximo: 60km/h (Recomendada por el manual de DLTCAD para 3000msnm)

Espesor de hielo Max. 3mm (Recomendada por el manual de DLTCAD para 3000msnm)

Fig. 51 Configuración General, Cond. Ambientales.



- 56 -

En la pestaña “Proyecto”, se ingresa datos generales del diseño los cuales se visualizarán en los reportes generados y los

planos generados por el Software, como se muestra en la siguiente figura.

Fig. 52 Configuración General, Proyecto.

3.1.3 Tipos de torres y características.

Los tipos de torres que se utilizaran en el diseño son torres de estructuras metálicas autosoportantes de celosía armados

de perfiles de acero galvanizado. Para insertar en la base de datos de soportes las características de la estructura que se va a

utilizar, procedemos en el Software para así crear la base de datos de los soportes. Para ello en el programa nos vamos a la

pestaña de “Base de Datos” y luego a “BD Soportes”; una vez ahí nos ubicamos en la pestaña “Torres de Celosía”, y ahí

empezamos a ingresar los valores de altura, peso, carga de rotura de cada uno de los soportes para crear nuestra base de datos

de soportes; y obtenemos lo siguiente.



- 57 -

Fig. 53 Base de datos de Soportes.

3.1.4 Configuración de Armados de estructuras

Para la configuración de los armados para cada una de las estructuras, es necesario tomar en cuenta el tipo de estructuras a

utilizar en el proyecto; entre estas tenemos: armados de anclaje terminal, anclaje, tangente de suspensión y tangente

reforzada.

En el Software procedemos a la configuración de armados desde la pestaña “Base de Datos”, luego en “BD Armados”.

Una vez haciendo esto, se abre una ventana con los armados de estructuras, luego procedemos a editar y configurar los

armados de acuerdo a las necesidades de nuestro diseño. Este procedimiento se realiza para cada uno de los armados.

En cada tipo de armado se configura según las características de operación del armado ya sea anclaje, tangente, tangente

reforzada o anclaje terminal. Se ingresa nombre al armado, configuración del sistema (para todos los armados es Trifásico

Doble Terna), hilo de guarda. En las siguientes figuras se muestra el ingreso de por cada tipo de armado.



- 58 -

3.1.4.1 Anclaje Terminal

Fig. 54 Edición de Datos de Armados, Anclaje Terminal

Fig. 55 Anclaje Terminal, pestaña “Otros Conductores”

Fig. 56 Configuración aisladores, pestaña “Accesorios”

Fig. 57 Configuración aisladores, pestaña “Prestaciones”



- 59 -

3.1.4.2 Anclaje

Fig. 58 Edición de Datos de Armados, Anclaje.

Fig. 59 Anclaje, pestaña “Otros Conductores”





- 60 -

3.1.4.3 Tangente de Suspensión

Fig. 62 Edición de Datos de Armados, Tangente de Suspensión.

Fig. 63 Tangente de Suspensión, pestaña “Otros Conductores”





- 61 -

3.1.4.4 Tangente Reforzada

Fig. 66 Edición de Datos de Armados, Tangente Reforzada.

Fig. 67 Tangente Reforzada, pestaña “Otros Conductores”


Fig. 69 Configuración aisladores, pestaña “Prestaviones”



- 62 -

3.1.5 Conductores eléctricos e hilos de guarda

Según los cálculos realizados en el capítulo anterior nos ha dado como resultado el conductor a colocar por fase. En el

Software nos permite seleccionar el conductor de acuerdo al resultado obtenido. Para ello en el Software nos dirigimos a la

pestaña “Base de Datos” y luego seleccionamos “BD Conductores”. Posterior a esto nos aparecerá una ventana en donde

podemos buscar y seleccionar el conductor para el diseño de la línea de transmisión; en este caso el conductor a colocar por

fase en el diseño es el conductor de nombre comercial “DRAKE”. Los datos del conductor Drake están dentro de la base de

datos del Software, por lo tanto, podemos hacer una comparación con las características del conductor respecto a la tabla IV

del cálculo de la selección del calibre a utilizar.

Fig. 70 Base de Datos Conductores, conductor por fase

Una vez seleccionado el conductor nos aparecerá automáticamente las características mecánicas y eléctricas que dicho

conductor posee, luego de esto vamos a “Grabar y Salir” y el conductor seleccionado se guarda en la base de datos para

utilizar en el diseño.



- 63 -

De la misma manera hacemos para la configuración del Hilo de Guarda. En la misma ventana de “Tabla de Datos de

Datos de Conductores” procedemos a buscar el cable de guarda que utilizaremos para la distribución en la línea de

transmisión. El Hilo de Guarda a utilizar en el diseño es el OPGW-10, así como se muestra en la figura 71.

Fig. 71 Base de Datos Conductores, hilo de guarda.

3.1.6 Aisladores.

Para la configuración de aisladores en el Software, vamos a la pestaña “Base de Datos”, luego a “BD Aisladores”. Una

vez ahí aparecerá una ventana en donde podemos cargar en la base de datos los aisladores que serán usados en el diseño. En

el presente diseño se utilizara el aislador tipo niebla de porcelana en dos diferentes posiciones: vertical y horizontal para los

armados de suspensión y retención respectivamente.

En el Software cargaremos los aisladores con la siguiente nomenclatura: NIEBLA VER, NIEBLA HOR. Con esta

nomenclatura y todos los parámetros necesarios del aislador o cadena de aisladores serán cargados a la base de datos para ser

utilizados en el diseño de la línea de transmisión.



- 64 -

Fig. 72 Base de Datos Aisladores.

3.2 GENERACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE TORRES EN EL

PERFIL TOPOGRÁFICO

Para la empezar la distribución de torres a través de todo el perfil topográfico ha sido necesaria la obtención de la ruta

total del diseño de la línea de transmisión, el perfil topográfico, así como todas las configuraciones generales necesarias para

la distribución y se ha cargado todos los datos de soportes, armados, aisladores y conductores en la base de datos. Llegado a

este punto podemos generar la distribución de torres.

El Software nos brinda la herramienta necesaria para generar automáticamente una distribución de torres en el perfil

topográfico de acuerdo a todos los datos antes cargados y configurados. En la barra de herramientas se encuentra la pestaña

“Distribución”, luego “Distribución Automática”.



- 65 -

Fig. 73 Opción “Distribución automática”.

Una vez hecho esto se generara automáticamente la distribución de torres, así como se muestra en la figura 74.

Fig. 74 Distribución automática de las torres.

3.3 ORGANIZACIÓN DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

Cuando ya se haya creado la distribución automática de las torres sobre todo el perfil topográfico, procedemos a la

organización de las torres; ya que como se aprecia en la figura 74 la distribución automática muestra algunos errores como

cortocircuitos entre fases, incumplimiento de la distancia de seguridad mínima del suelo, rompimiento de conductores,

tensión de los conductores sobre las torres, etc. Para ello procedemos a la organización de forma manual de cada una de las

torres en donde podemos modificar el tipo de torre, tipo de armado, distancias de seguridad, etc.

Se inicia a la organización manual desde la parte izquierda del perfil topográfico. Con un acercamiento a las primeras

torres y con la ayuda de las herramientas que nos brinda el Software podemos hacer un vano más largo o más corto

dependiendo las necesidades del diseño.



- 66 -

Para mover cualquier tipo de torre hacemos clic derecho en el área de trabajo, luego vamos a la opción “Mover con

Mouse” y después a la opción “Arrastra Soporte”. Sin soltar el botón izquierdo del mouse arrastramos la torre hasta el punto

deseado.

Fig. 75 Opción “Arrastra Soporte”.

También el Software nos permite editar las características de las estructuras según sea el caso que se presente en el diseño.

Así, puede ser el de editar la altura de la torre, tipo de estructura, tipo de soporte, puestas a tierra, etc.

De igual manera hacemos clic derecho sobre cualquier parte del área de trabajo, luego vamos a la opción “Editar”,

posterior a esto nos ubicamos en la opción “Edit Estructura”.

Fig. 76 Opción “Edit Estructura”.



- 67 -

Hecho este proceso observamos que el mouse cambia de puntero a uno en forma de torre, donde se procede a hacer clic

con ese tipo de puntero en la estructura que deseemos editar. Nos aparecerá una ventana en donde nos permite editar los datos

de altura, tipo de soporte y tipo de estructura; tal como se muestran en las siguientes figuras.

Fig. 77 Edición de Altura de la Torre

Fig. 78 Edición de Tipo de Soporte



- 68 -

Fig. 79 Edición de Tipo de Estructura.

El Software tambien nos ofrece las opciones de eliminar o insertar estructuras nuevas dentro de la distribucion en casos

necesarios. Para realizar este proceso de igual manera damos clic derecho en cualquier parte del área de trabajo, despues nos

ubicamos en la opcion “Insertar Estructura”. El mouse cambia de forma el puntero a un tipo similar a una torre, esto nos

indica que esta listo para insertar una nueva estructura en caso que sea necesario dentro de la distribucion; damos clic en

medio de un vano y se insertará la nueva estructura.

Para eliminar una estructura de la misma manera damos clic derecho en el área de trabajo, luego vamos a la opción

“Elimina Estructura”. Así mismo el puntero del mouse cambia, a una de forma de una torre con una “X”, símbolo de

eliminar. Solamente damos clic izquierdo con ese tipo de puntero sobre la estructura que deseamos eliminar y dicha

estructura se descartara dentro de la distribución. A continuación en la siguinte figura se muestra las dos opciones de

“Insertar Estructura” y “Elimina Estructura”.



- 69 -

Fig. 80 Opciones “Insertar Estructura” y “Elimina Estructura”.

Una vez que tengamos toda la distribución de torres completamente organizada, modificando las alturas de las torres, los

tipos de torres según los vértices, respetando distancias de seguridad, etc., procedemos a agregar los amortiguadores en la

línea de transmisión. Para ello el Software también nos ayuda con una herramienta que distribuye los amortiguadores sobre la

línea de transmisión dependiendo de la distancia que existe entre los vanos.

En la pestaña “Herramientas” nos ubicamos en la opción “Distribuye amortiguadores”, figura 81. Posterior a esto nos

aparecerá una ventana donde indica los valores de la distancia entre vanos y el número de amortiguadores a colocar según la

distancia, figura 82. Una vez modificado estos datos damos clic en “Distribuir” y automáticamente el Software procede a

agregar los amortiguadores según las condiciones cargadas, como se muestra en la figura 83.

Fig. 81 Opción “Distribuye Amortiguadores”.



- 70 -

Fig. 82 Tabla de Amortiguadores.

Fig. 83 Distribución de Amortiguadores.

Un punto muy importante dentro del diseño de las líneas de transmisión, son las puestas a tierra (PAT). Para ello en el

Software existe una herramienta que nos permite agregar puestas a tierra a las torres según sean nuestras necesidades. Para

agregar las puestas a tierra en las estructuras vamos a la pestaña “Herramientas” y luego a la opción “Distribuir Puestas a

Tierra (PAT)”, así como se muestra en la siguiente figura.

Fig. 84 Opción “Distribuir Puestas a Tierra (PAT)”.



- 71 -

Una vez hecho esto aparecerá una ventana en donde podemos insertar desde que numero de estructura iniciar las puestas a

tierra, el tipo de puesta a tierra que vamos a utilizar y la opción de distribuir las puestas a tierra a todas las estructuras o por

intervalos; en el caso de este diseño de línea de transmisión se colocará las puestas a tierra en todas las estructuras.

Fig. 85 Configuración para Puestas a Tierra.

Ya que se ha configurado las puestas a tierra, damos clic en “Aplicar” y se distribuirá las puestas a tierra en todas las

estructuras.

Cuando se haya acabado con todas las modificaciones, correcciones, la organización de las estructuras, la configuración y

distribución de amortiguadores y puestas a tierra, se tendrá como resultado el diseño de la línea de transmisión, para

posteriormente extraer los reportes que el Software genera y en donde se encuentra toda la información técnica del diseño. En

la siguiente figura se muestra el diseño concluido de la línea de transmisión Cuenca-Loja tramo 2.

Fig. 86 Diseño final de la Línea de Transmisión.



- 72 -

IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1 ESFUERZO MECÁNICO DEL CONDUCTOR

Según los reportes extraídos del Software el esfuerzo mecánico máximo equivalente del conductor en el diseño de la línea

de transmisión es de 29237N, equivalente a 2380kgf, valor con el cual podemos hacer una comparación con la resistencia de

rotura del conductor Drake que se muestra en la hoja de datos del conductor, siendo de 14290kgf. Se entiende que el

conductor extendido en el diseño soporta ampliamente los esfuerzos mecánicos que se tiene en el trazado de la línea. La

norma Cubana 94-02, indica las tensiones máximas admisibles con relación a la tensión de rotura, así como se muestra en la

siguiente tabla:

TABLA XIV

TENSIÓN MÁXIMA ADMISIBLE A LA ROTURA

TIPO DE CONDUCTOR

Tensión admisible a carga

máxima

(% de la Tensión de rotura)

Tensión admisible a temperatura

media sin viento

(% de la Tensión de rotura)

Aluminio, aleaciones de

aluminio y acero aluminio con secciones de:

Hasta 95 mm2

40

30

120 mm2 y mayores

45

30

Cobre y acero de todas las

secciones

50

35

4.2 VANO PROMEDIO

El vano promedio está definido por la distancia media entre los diferentes vanos del recorrido de la línea de transmisión en

este primer tramo, obteniendo un promedio de 396.22 metros.

El promedio de longitud entre vanos depende del trazado del terreno, pues se debe mantener la distancia mínima de

seguridad vertical con respecto al piso.

4.3 RESISTENCIA MECÁNICA DEL AISLADOR

La resistencia mecánica del aislador según los reportes generados por el Software nos da un valor resultante de resistencia

de 29176N y comparando con la hoja de datos del aislador según el fabricante, el valor de resistencia mecánica es de 120kN,

dichos valores admiten que el aislador utilizado en el diseño de la línea de transmisión resiste a los requerimientos mecánicos

a lo largo de la línea. De la misma forma que en el caso de los conductores la norma Cubana 94-02 considera factores de

seguridad de resistencia mecánica en los aisladores, como muestra la tabla XV.



- 73 -

TABLA XV

FACTOR DE SEGURIDAD MECÁNICA EN AISLADORES

ELEMENTO

Con carga

externa máxima

A temperatura media, sin

carga externa

En régimen de

avería

Herrajes en cadenas de aislamiento

2

2.5

2.7

Aisladores de alfiler y

pedestal

2 2.5 1.3

Aisladores tipo disco y aisladores de bola para

neutros

2.5

3

1.8

Aisladores de bola en

tensores - 2.5 1.7

4.4 SOPORTES

La distribución de las torres colocadas a lo largo del diseño de la Línea de Transmisión, tenemos de tipo anclaje, tangente

o suspensión y tangente reforzada. El total de torres según el tipo de armado que se distribuyen a lo largo del diseño se

muestra en la siguiente tabla:

TABLA XVI

TOTAL DE TORRES POR TIPO DE ARMADO

ESTRUCTURAS

Descripción Cantidad

Anclaje 67

Tangente 61

Tangente Reforzada 1

TOTAL : 129,00

En la tabla XIV se muestran los tipos de armados que se han utilizado en el diseño y la cantidad de cada tipo. Como se

aprecia en los resultados da un total de 67 torres de anclaje, 61 torres de tangente de suspensión y 1 torres de tipo tangente

reforzada. Todos estos tipos de armados se han utilizado de acuerdo a las necesidades del diseño para reducir número de

torres y ganar distancia entre vanos.



- 74 -

CONCLUSIONES

En este proyecto de investigación al momento de elevar la tensión de línea de transmisión

de Cuenca – Loja, de 138 KV a 230 KV, se garantiza el abastecimiento de una forma

ordenada y coherente de crecimiento de la demanda de energía eléctrica, incorporándose al

plan de expansión del Sistema Nacional Interconectado. El diseño de la línea de transmisión a

230 KV, está diseñada con parámetros de seguridad, calidad y confiabilidad para soportar sin

consecuencias graves una simple contingencia como puede ser inestabilidad, sobrecarga o

desviaciones de voltaje.

Las sobretensiones, fallas o contingencias que se puedan presentar en la línea de

transmisión serían opacadas con la ayuda del aislamiento que se ha considerado en el diseño,

puesto que tiene un valor de resistencia mecánica muy elevado y resiste ampliamente a los

esfuerzos mecánicos que exige la línea de transmisión.

Este proyecto de investigación nos da las pautas necesarias para poder realizar un diseño

de una Línea de Transmisión gracias a la ayuda del uso del Software DLTCAD 2010, es decir

que, se lo ha realizado como una guía a seguir para estudiantes y profesionales que hagan uso

del Software, ya que se facilita el diseño por su facilidad para interactuar con el usuario y por

su capacidad automática de cálculo, sin embargo se muestran todos los conceptos,

procedimientos y el modelamiento eléctrico conveniente para este tipo de línea de

transmisión.



- 75 -

RECOMENDACIONES

Previo al diseño de la línea de transmisión es recomendable realizar un buen estudio de

campo realizando levantamientos topográficos necesarios y tomando puntos de referencia,

para que al ingresar los puntos georeferenciados al Software se pueda visualizar de una

manera clara y correcta el perfil topográfico y la ruta de la Línea de Transmisión.

Al diseñar una línea de transmisión es importante el aislamiento de la misma, puesto que un

mal cálculo de aislamiento genera consecuencias a lo largo todo el diseño de la línea de

transmisión, como puede ser rotura del conductor, un aislamiento mal calculado no soportaría

sobretensiones ni esfuerzos mecánicos. Para ello se requiere para el diseño el cálculo de un

buen aislamiento, por lo tanto es necesario realizar un estudio completo de factores que

influyen la funcionalidad del aislador y la cadena de aisladores, como son aspectos

ambientales, atmosféricos, mecánicos y de resistencia.

Es necesario un estudio profundo de suelos en las diferentes localidades donde se vayan a

colocar las torres y así conocer las condiciones del suelo en cada ubicación para colocar el

tipo de fundación y cimentación que se requiera.

De igual manera como en el caso de la fundación y cimentación, para las puestas a tierra es

importante realizar un estudio de suelos para obtener una resistencia óptima de puesta a tierra,

es recomendable que la resistencia no exceda los 10ohmios. Las puestas a tierra se deberán

colocar en cada una de las torres garantizando una protección para la línea de transmisión.

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS



- 76 -

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[22] ABS Ingenieros, Software DLTCAD 2010. Obtenido de http://absingenieros.com/portal/es/productos/softwares-

para-la-ingenieria



- 78 -

ANEXOS

ANEXO A: REPORTES GENERADOS POR EL SOFTWARE DE

LAS CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL DISEÑO DE LA

LÍNEA DE TRANSMISIÓN

ANEXO A.1: Planilla de estructuras tipo 1

ANEXO A.2: Planilla de estructuras tipo 2

ANEXO A.3: Planilla de estructuras – Conductor de fase terna 1

ANEXO A.4: Planilla de estructuras – Conductor de fase terna 2

ANEXO A.5: Planilla de estructuras – Cable de guarda

ANEXO A.6: Cuadro de vértices de la línea

ANEXO A.7: Cuadro de ubicación de estructuras

ANEXO A.8: Cuadro de resumen de materiales



- 79 -

ANEXO B: PLANOS DEL DISEÑO DE LA TORRE DE

TRANSMSIÓN



- 80 -

ANEXO C: PLANOS DEL DISEÑO DE LA LINEA DE

TRANSMSIÓN.

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