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3. Volumen 1 Línea de Transmisión Calculos

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COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno–Juliaca-Azángaro
Parte:A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANTEPROYECTO “LINEA DE TRANSMISION EN 220 kV
PUNO – JULIACA – AZANGARO Y SUBESTACIONES”
INFORME FINAL
VOLUMEN I
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kV PUNO-JULIACA-AZÁNGARO
N° 9-539-5-002-0
INDICE GENERAL
VOLUMEN
TITULO
N° DOCUMENTO
VOLUMEN 0:
RESUMEN EJECUTIVO
PARTE A RESUMEN DEL ANTEPROYECTO
PARTE B PRESUPUESTO DEL PROYECTO
N° 9-539-5-003-0
VOLUMEN I:
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kV
PUNO-JULIACA-AZÁNGARO
PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA
PARTE B PLANOS
N° 9-539-5-002-0
VOLUMEN II:
SUBESTACIONES EN 220 kV
PUNO-JULIACA-AZÁNGARO
PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA
PARTE B PLANOS
N° 9-539-5-004-0
VOLUMEN III:
SISTEMAS DE TELECOMUNICACIONES Y
CONTROL
PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA
PARTE B PLANOS
N° 9-539-5-005-0
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VOLUMEN I
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kV PUNO-JULIACA-AZÁNGARO
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INDICE
PARTE A
:
MEMORIA DESCRIPTIVA
PARTE B
:
PLANOS
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VOLUMEN I
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PARTE A: MEMORIA DESCRIPTIVA
ÍNDICE
PAG.
CONTENIDO
1.0
GENERALIDADES ...........................................................................................1
1.1
1.2
1.2
1.3
1.4
1.6
1.7
2.0
DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES ..............................5
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
3.0
Introducción ...........................................................................................1
Objetivo del Informe...............................................................................2
Documentos de Referencia ....................................................................2
Ubicación del Proyecto ...........................................................................3
Características de la Línea de Transmisión Proyectada........................3
Características Climatológicas y Ambientales .......................................4
Ancho de la Franja de Servidumbre:.......................................................5
Línea de Transmisión en 220 kV Moquegua – Puno (L-2030) ..............5
Línea de Transmisión en 138 kV Puno – Juliaca (L-1012) ....................6
Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – Juliaca (L-1011) .............6
Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – Ayaviri –
Tintaya (L-1006) ....................................................................................7
Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – San Gabán II (L1009/1010) ............................................................................................7
CRITERIOS DE INGENIERÍA ..........................................................................8
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Normas Aplicables.................................................................................8
Criterios de Operación...........................................................................8
Condiciones de Servicio ........................................................................8
Selección del Trazo de Ruta..................................................................9
3.4.1 Criterios Generales de Selección ...............................................9
3.4.2 Criterios Adicionales de Selección..............................................9
Criterios de Selección de los Conductores de Fase ............................10
3.5.1 Capacidad de Transmisión......................................................10
3.5.2 Niveles de Interferencia y Radiación.......................................11
3.5.3 Caída de Tensión....................................................................12
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Fecha: 03-04-2012
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
4.0
Criterios de Selección de los Cables de Guarda .................................12
Criterios de Selección del Aislamiento de la Línea ..............................13
3.7.1 Niveles de Aislamiento de la Línea .........................................13
3.7.2 Criterios de Diseño del Aislamiento ........................................14
Tasa de Falla esperada por Descargas Atmosféricas .........................14
3.8.1 Criterios Generales de Cálculo ...............................................15
3.8.2 Resultados del Cálculo............................................................16
Criterios de Selección de Estructuras..................................................16
Criterios de Selección de Puesta a Tierra ...........................................18
3.10.1 Criterios Generales .................................................................18
3.10.2 Configuraciones de Puestas a Tierra ......................................18
Distancias de Seguridad Verticales .....................................................19
Criterios de Diseño Mecánico ..............................................................19
3.12.1 Presión de Viento....................................................................19
3.12.2 Hipótesis de Carga del Conductor ..........................................20
3.12.3 Árbol de Cargas de Estructuras de Soporte............................21
Criterios de Diseño de Obras Civiles ..................................................29
3.13.1 Normas....................................................................................29
3.13.2 Selección del tipo de fundación...............................................30
3.13.3 Diseño de fundación ...............................................................30
LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220KV PUNO – JULIACA - AZANGARO ......32
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
Coordenadas del Trazo de Ruta preliminar...........................................32
Conductor de la Línea .........................................................................33
4.2.1 Características Técnicas del Conductor de la Línea ...............33
4.2.2 Capacidad del Conductor y Nivel de Pérdidas ........................33
Cables de Guarda................................................................................34
Aislamiento de la Línea .......................................................................35
Estructuras de la Línea........................................................................36
Puesta a Tierra.....................................................................................36
INDICE - ANEXOS
ANEXO N° 1 :
UBICACIÓN GEOGRAFICA DEL PROYECTO
ANEXO N° 2 :
TRAZO DE RUTA Y VISTAS GOOGLE EARTH DE VERTICES
DE LA LÍNEA
ANEXO N° 3 :
SELECCIÓN PRELIMINAR DE CONDUCTORES
ANEXO N° 4 :
CALCULOS DE SELECCIÓN DE AISLAMIENTO
ANEXO N° 5 :
REPORTES DE CALCULO DE TASA DE FALLAS
ANEXO N° 6 :
GEOMETRÍA DE ESTRUCTURAS
ANEXO N° 7 :
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD
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LINEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV PUNO – JULIACA – AZANGARO
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PARTE A: MEMORIA DESCRIPTIVA
1.0
GENERALIDADES
1.1
Introducción
El COES, como parte de sus funciones en el Marco del Reglamento de Transmisión,
viene actualizando el Plan de Transmisión para el periodo (2013-2022) a fin de
determinar los anteproyectos del Plan Vinculante (2013-2015) cuyo inicio de ejecución se
realiza dentro de la vigencia del Plan y los correspondientes al Plan Robusto al 2022.
Dentro del desarrollo de dicho Plan se requiere del diseño a nivel de anteproyecto de la
Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca - Azángaro y Subestaciones asociadas
con fines de determinación del Costo de Inversión y definición de equipos. Esta definición
permitirá conocer el equipamiento mínimo y sus características principales que permitan
la conexión al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Con tal fin y luego de un proceso de concurso por invitación el COES SINAC ha
contratado los Servicios de PEPSA TECSULT para el desarrollo del Anteproyecto “Línea
de Transmisión en 220kV Puno – Juliaca – Azángaro y Subestaciones”, del cual forma
parte la ejecución de las siguientes obras:
•
Línea de Transmisión 220 kV Puno – Juliaca - Azángaro, simple terna de 114 Km
de longitud aproximada.
•
Ampliación de la Subestación Puno 220 kV.
•
Subestación Juliaca 220/138 kV.
•
Subestación Azángaro 220/138 kV.
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El anteproyecto contiene información y análisis que han sido desarrollados hasta donde
ha sido necesario para establecer las características preliminares de las líneas y
subestaciones. En tal sentido la empresa que realice los Estudios Definitivos será
responsable de incluir otros elementos o componentes no descritos en el presente
documento, así como dimensionar, modificar o adecuar lo que fuera necesario, a efectos
de garantizar la correcta operación de las instalaciones del proyecto y la prestación del
servicio según las normas de calidad aplicables al Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN).
1.2
Objetivo del Informe
El presente documento tiene como objetivo presentar el Estudio a nivel de Anteproyecto
correspondiente a la Línea de Transmisión en 220kV Puno – Juliaca - Azángaro.
1.2
Documentos de Referencia
Para la realización del presente informe se ha revisado la información referencial
consignada en los siguientes documentos:
•
Términos de Referencia para el Desarrollo del Anteproyecto “Línea de Transmisión
en 220 kV Puno – Juliaca – Azangaro y Subestaciones”, elaborado por el COES.
•
Información Técnica alcanzada por el COES.
•
Diseño Definitivo y Expediente Técnico de la Línea de Transmisión 138 kV
Azángaro – Puno, elaborado por PEPSA TECSULT para ETESUR.
•
Anteproyecto de Ingeniería para la Ampliación de las Subestaciones Ica, Marcona,
Juliaca y Moquegua, elaborado por PEPSA TECSULT para Red de Energía del
Perú – REP, 2006.
•
Información elaborada por el Instituto Geográfico Nacional (IGN) que consta de
planos de la Carta Nacional a escala 1:100 000 hojas: 30-V (Azángaro), 31-V
(Juliaca) y 32-V (Puno).
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1.3
Ubicación del Proyecto
El área del proyecto se ubica en la sierra sur del Perú, en las provincias de Azángaro,
Lampa, Juliaca y Puno, departamento de Puno.
Geográficamente el área del Proyecto se emplaza entre las siguientes coordenadas UTM
(Sistema WGS-84):
•
8 248 000 y 8 352 000
Norte
•
360 000
Este
y
390 000
El área del proyecto fisiográficamente está situada entre los flancos occidental y oriental
de las cordilleras de los andes región sur (meseta del Collao) entre los 3800 y los 4200
m.s.n.m. La mayor parte de la Línea de Transmisión proyectada se ubica por debajo de
los 4000 m.s.n.m.
La principal vía de acceso terrestre a la zona del proyecto desde Lima es por la Carretera
Panamericana Sur hasta la variante Uchumayo y de ahí la vía a Arequipa-Juliaca-Puno.
Otra alternativa es vía Desaguadero, tomando en primera instancia la Panamericana Sur
hasta llegar a Moquegua y posteriormente la Binacional.
Por vía aérea, existen vuelos regulares que son efectuados de Lima hacia la ciudad de
Juliaca por líneas aéreas comerciales.
En el Anexo N° 1 se muestra la ubicación geográfica del proyecto.
1.4
Características de la Línea de Transmisión Proyectada
Las características principales de la Línea de Transmisión proyectada son las siguientes:
Longitud aproximada
:
Tramo Puno – Juliaca
:
31 Km
Tramo Juliaca – Azángaro
:
83 Km
:
220 Kv
Tensión Nominal
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Sistema de Tensión
:
Trifásico
N° de circuitos
:
01
Conductor de fase
:
ACAR 2x900MCM
Cable de guarda
:
01 conductor tipo OPGW de 120 mm2
01 conductor tipo EHS de 68,12 mm2
Estructuras de soporte
:
Torres metálicas de celosía
Configuración
:
Triangular
Aisladores
:
Vidrio ó Porcelana tipo Suspensión
1.6
Características Climatológicas y Ambientales
Características Climatológicas
Las características climatológicas de la zona del proyecto, que sirven de referencia para
el diseño de la Línea de Transmisión, son las siguientes:
Temperatura Ambiente
Máxima
:
25 ºC
Media
:
8 ºC
Mínima
:
-25 ºC
de Viento
:
104 km/h (de acuerdo al CNE – Tabla 250-1.B)
Nivel ceráunico
:
40 días – tormenta / año
Máxima Velocidad
Características Ambientales
El clima de la zona es frígido, siendo bien marcados las variaciones de temperatura,
donde las oscilaciones térmicas tienen variaciones de temperatura por encima de los
15 °C durante el día e inferiores a 0 °C durante la noche. Se caracteriza por la presencia
de lluvias y tormentas eléctricas durante los meses de Noviembre a Marzo. El ambiente es
limpio y de baja contaminación industrial.
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1.7
Ancho de la Franja de Servidumbre:
Se debe tener presente la Norma DGE 025-P-1/1988 aprobada con R.D. 111-88-DGE/ONT
que aun esta vigente y que es refrendada por la regla 219.B.4 (Tabla 219) “Anchos mínimos
de la faja de servidumbre” del CNE Suministro 2001, el mismo que considera para líneas de
transmisión de 220 kV un ancho de 25 m (12,5 m a ambos lados del eje de la línea).
2.0
DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES
A continuación se hace referencia a las líneas de transmisión existentes más cercanas al
área del proyecto.
2.1
Línea de Transmisión en 220 kV Moquegua – Puno (L-2030)
Es de simple terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una
longitud aproximada de 197 km. El conductor es de aluminio reforzado con acero
(ACSR), presentando dos tramos, un primer tramo con conductor Curlew, sección
nominal 592 mm2, para altitudes menores a los 3500 m.s.n.m., y el tramo final con
conductor Pheasant, sección nominal 726 mm2, para altitudes mayores a los 3500
m.s.n.m.
Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado dos (2) cables de
guarda, uno de acero galvanizado grado EHS de 68 mm² de sección y otro tipo OPGW de
120 mm2, para el sistema de telecomunicaciones.
Los aisladores son de vidrio templado, tipo standard de 254 mm x 146 mm. En las zonas
ubicadas entre los 3500 y los 4500 m.s.n.m., las cadenas de suspensión están
conformadas por 21 unidades y las de anclaje por 22 unidades.
Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y
anclaje.
La línea entró en operación el 2001.
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2.2
Línea de Transmisión en 138 kV Puno – Juliaca (L-1012)
Es de simple terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una
longitud aproximada de 37 km. El conductor es de aleación de aluminio (AAAC) de 300
mm².
Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado un (1) cable de guarda
de acero galvanizado grado EHS de 50 mm² de sección.
Los aisladores son tipo standard de 254 mm x 146 mm. Las cadenas de suspensión
están conformadas por 12 unidades y las de anclaje por 13 unidades. Las cadenas están
provistas de correctores de tensión tipo anillo.
Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y
anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera.
2.3
Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – Juliaca (L-1011)
Es de simple terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una
longitud aproximada de 78 km. El conductor es de aleación de aluminio (AAAC) de 240
mm².
Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado un (1) cable de guarda
de acero galvanizado grado EHS de 50 mm² de sección.
Los aisladores son tipo standard de 254 mm x 146 mm. Las cadenas de suspensión
están conformadas por 12 unidades y las de anclaje por 13 unidades. Las cadenas están
provistas de correctores de tensión tipo anillo.
Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y
anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera.
La línea entró en operación en 1992.
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2.4
Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – Ayaviri – Tintaya (L-1006)
Es de simple terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una
longitud aproximada de 125 km. El conductor es de aleación de aluminio (AAAC) de 240
mm².
Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado un (1) cable de guarda
de acero galvanizado grado EHS de 50 mm² de sección.
Los aisladores son tipo standard de 254 mm x 146 mm. Las cadenas de suspensión
están conformadas por 12 unidades y las de anclaje por 13 unidades. Las cadenas están
provistas de correctores de tensión tipo anillo.
Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y
anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera.
La línea entró en operación en 1992.
2.5
Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – San Gabán II (L-1009/1010)
Es de doble terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una
longitud aproximada de 159 km. El conductor es de aleación de aluminio (AAAC) de 300
mm².
Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado un (1) cable de guarda
de acero galvanizado grado EHS de 50 mm² de sección.
Los aisladores son tipo standard de 254 mm x 146 mm. Las cadenas de suspensión
están conformadas por 12 unidades y las de anclaje por 13 unidades. Las cadenas están
provistas de correctores de tensión tipo anillo.
Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y
anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera.
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3.0
CRITERIOS DE INGENIERÍA
3.1
Normas Aplicables
Para el desarrollo del proyecto se tomarán en cuenta las siguientes normas y
recomendaciones de diseño, según su ámbito de aplicación:
•
Ley de Concesiones Eléctricas (DL 25844) y su Reglamento (DS Nº 009-93-EM)
•
Código Nacional de Electricidad Suministro (CNE Suministro).
•
Código Nacional de Electricidad Utilización (CNE Utilización)
•
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE)
•
Normas Técnicas Peruanas vigentes (NTP)
•
Normas de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC)
•
Normas ANSI (American National Standards Institute)
•
Normas ASTM (American Society for Testing and Materials)
•
Recomendaciones IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers)
Además de las normas anteriores pueden ser considerados criterios y recomendaciones
de diseño de normas de reconocido prestigio internacional cuando su aplicación sea
requerida.
3.2
Criterios de Operación
La Línea de Transmisión de 220 kV se proyectará sobre el criterio de poder transmitir la
potencia de 450 MVA en condiciones normales de operación.
3.3
Condiciones de Servicio
-
Tensión nominal
:
220 kV
-
Tensión máxima de operación
:
245 kV
-
Nivel Básico de Aislamiento
:
1 050 kVp
-
Frecuencia del sistema
:
60 Hz
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3.4
Selección del Trazo de Ruta
3.4.1 Criterios Generales de Selección
Los criterios generales para la selección del trazo de ruta preliminar de las líneas son los
que se indican a continuación:
•
De acuerdo con las características del terreno, seleccionar la longitud más
económica posible, así como minimizar la cantidad de ángulos y la magnitud de los
mismos.
•
Desarrollar un trazo que aproveche las vías de acceso existentes.
•
Evitar el paso sobre viviendas y, hasta donde sea posible, por zonas pobladas o
terrenos agrícolas de propiedad privada.
•
Evitar o minimizar el cruce de carreteras, líneas eléctricas o líneas de
telecomunicación existentes.
•
Evitar, hasta donde sea posible, el paso por zonas de gran altitud donde se
incrementen las probabilidades de descargas atmosféricas sobre la línea.
•
Evitar, hasta donde sea posible, el paso por zonas arqueológicas o intangibles,
reservas naturales protegidas por el estado y minimizar la afectación de zonas con
vegetación.
En el presente informe sólo se muestra el trazo preliminar para las líneas de transmisión
proyectas, los mismos que deben ser evaluados en la etapa del Estudio Definitivo, donde
se definirá los trazos finales.
3.4.2 Criterios Adicionales de Selección
Para el desarrollo del trazo definitivo la empresa responsable debe tomar en cuenta los
siguientes aspectos:
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•
La construcción de los accesos que resulten necesarios, tomando en cuenta las
normas vigentes que correspondan.
•
La gestión de los derechos de servidumbre y el pago de las compensaciones a los
propietarios o posesionarios de los terrenos, para lo cual el Concedente podrá
colaborar en las tareas de sensibilizar a los propietarios, a fin de tener una gestión
de servidumbre expeditiva.
•
La obtención del CIRA (certificación del INC sobre no afectación a restos
arqueológicos).
•
La elaboración del Estudio de Impacto Ambiental y su plan de monitoreo, el que
deberá contar con la aprobación de las entidades públicas correspondientes.
•
3.5
La obtención de la Concesión Definitiva de Transmisión Eléctrica.
Criterios de Selección de los Conductores de Fase
3.5.1 Capacidad de Transmisión
Se debe verificar que la capacidad térmica de los conductores de fase sea la adecuada y
no se experimente un calentamiento excesivo que origine la reducción de sus
propiedades mecánicas a lo largo de su vida útil.
La capacidad mínima de transmisión de las líneas eléctricas en 220kV en régimen de
operación normal, será de 450 MVA.
Dicho valor de Capacidad Nominal, corresponde a la operación normal, continua y en
régimen permanente de cada línea; serán utilizados para la operación de las
instalaciones por el COES y se determinará para las condiciones ambientales de la zona
del proyecto.
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Para esta condición de operación la temperatura del conductor no debe superar los
75 ºC, para la cual se observarán las distancias de seguridad señaladas en el CNE
Suministro vigente (ver Anexo N° 7).
El procedimiento para determinar la capacidad térmica del conductor en condiciones
normales se debe basar en el IEEE Standard 738 para el cálculo de la relación corriente
– temperatura de conductores desnudos (International Electrical and Electronical
Engineers – Standard for Calculating the Current – Temperature Relationship of Bare
Conductors).
3.5.2 Niveles de Interferencia y Radiación
Se debe verificar que los niveles de interferencia, las radiaciones y el ruido audible
producidos por las líneas no superen los valores recomendados por la normatividad
aplicable en estos casos. Para este fin se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos:
•
Que el máximo gradiente superficial del conductor no supere los límites
recomendados para prevenir problemas de ruidos audibles e interferencia con
señales de radio y televisión, tomando en cuenta las características del conductor
de la línea y la altitud de la misma.
•
Los límites de radiaciones no ionizantes al límite de la faja de servidumbre, para
exposición poblacional según el Anexo C4.2 del CNE-Utilización 2006.
•
El ruido audible al límite de la faja de servidumbre, para zonas residenciales según
el Anexo C3.3 del CNE –Utilización 2006.
•
Que los límites de radio interferencia cumplan con las siguientes normas
internacionales:
- IEC CISPR 18-1 Radio interference characteristics of overhead power lines and
high-voltage equipment Part 1: Description of phenomena.
- IEC CISPR 18-2 Radio interference characteristics of overhead power lines and
high-voltage equipment. Part 2: Methods of measurement and procedure for
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determining limits.
- IEC CISPR 18-3 Radio Interference Characteristics of Overhead Power Lines
and High-Voltage Equipment - Part 3: Code of Practice for Minimizing the
Generation of Radio Noise.
3.5.3 Caída de Tensión
Se debe verificar que la máxima caída de tensión entre los extremos emisor y receptor no
debe superar el 5% de la tensión nominal, para la capacidad nominal de las líneas.
3.6
Criterios de Selección de los Cables de Guarda
Los principales criterios que deben orientar la elección del cable de guarda son los que se
indican a continuación:
•
El diseño del apantallamiento provisto por los cables de guarda, debe ser verificado
a través de una análisis integral que considere el aislamiento de la línea, las
puestas a tierra y los materiales que se utilizarán, de tal manera que las salidas de
servicio no excedan las tolerancias permitidas.
•
Se debe verificar que exista una adecuada coordinación de la flecha del conductor
elegido en relación con la flecha de los conductores de fase, de manera tal que se
eviten acercamientos peligrosos, que deriven en descargas entre conductores a
mitad de vano. Esta condición debe ser verificad sobre todo en vanos de gran
longitud, donde se pueden producir acercamientos no deseados entre el cable de
guarda y los conductores de fase
•
En cuanto al grado de protección que ofrece un cable de guarda frente a descargas
atmosféricas, se debe tener en cuenta que cuanto menor sea el ángulo de
apantallamiento del cable de guarda respecto a los cables de fase mejor será la
protección que ofrezca. Asimismo, a mayor altura de la estructura menor debe ser
el ángulo de apantallamiento; de acuerdo con lo cual, de manera referencial, los
ángulos de apantallamiento recomendados como máximos, en función a la altura
de las estructuras, serían los que se indican a continuación:
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28
Ángulo de
apantallamiento
máximo recomendado*
30º
30
26º
35
21º
Altura de la estructura
(m)
* Valores recomendados en el “Design Manual for High Voltage
Transmission Lines” – R.U.S. - U.S.D.A.
•
El cable de guarda servirá como un enlace de comunicación entre la barra de envío
y la barra de recepción de la línea, de tal manera que permita, efectuar de manera
rápida, segura y selectiva la protección diferencial de la línea, el envío de datos al
COES en tiempo real, el telemando y las telecomunicaciones.
•
El cable de guarda debe ser capaz de soportar el cortocircuito a tierra hasta el año
2022, valor que debe ser sustentado por la Sociedad Concesionaria.
3.7
Criterios de Selección del Aislamiento de la Línea
3.7.1 Niveles de Aislamiento de la Línea
De acuerdo con la norma IEC 60071-1 los niveles aislamiento asociados con la máxima
tensión del sistema son los que se indican a continuación:
Tensión de operación nominal de la línea
220 kV
Tensión máxima del sistema
245 kV
Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico
1050 kV (pico)
(LIWL1)
Tensión de sostenimiento a 60 Hz
460 kV (eficaz)
Estos son valores definidos para condiciones específicas de temperatura y humedad, a
nivel del mar (con una presión atmosférica de 101,3 kPa), por lo que para condiciones
distintas deben ser corregidos.
1
Lightning Impulse Withstand Level
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3.7.2 Criterios de Diseño del Aislamiento
Con el fin de garantizar un adecuado aislamiento en la línea se verificará el mismo
considerando los siguientes aspectos:
•
Verificación del nivel de aislamiento necesario y las distancias en aire frente a
sobretensiones atmosféricas, sobretensiones por maniobra y sobretensiones a
frecuencia industrial.
•
Verificación de la distancia de fuga necesaria por el nivel de contaminación
observado en la zona del proyecto.
•
3.8
Verificación la resistencia mecánica de los aisladores utilizados.
Tasa de Falla esperada por Descargas Atmosféricas
Conforme a lo establecido en los Términos de Referencia del presente estudio, el diseño
del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda, la puesta a tierra y el uso de
materiales, es tal que la salida fuera de servicio de la línea originada por descargas
atmosféricas, cumpla las siguientes tolerancias máximas:
Tasas de Fallas por Descargas Atmosféricas
Nivel de Tensión
(kV)
Fallas de Origen Atmosférico
de un circuito/100 km/año
Por falla de blindaje
220
Nota:
0,01
Total (Ver Nota)
≤2
La tasa total de fallas está determinada tanto por fallas de blindaje (descargas sobre
conductores) como por fallas debidas a contorneos inversos (descargas sobre estructuras
o cables de guarda).
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3.8.1 Criterios Generales de Cálculo
a)
Nivel Isoceraunico:
Se considera, de forma referencial, 40 días-tormenta/año.
b)
Ángulo de Apantallamiento de los cables de guarda:
Con el fin de asegurar el máximo apantallamiento del cable de guarda hacia los
conductores, el ángulo de apantallamiento utilizado es de – 5º.
c)
Nivel de Aislamiento:
Para calcular la tasa de salidas por descargas atmosféricas se utilizó un número
mínimo de aisladores (21 unidades), cuyo BIL fue corregido para la altitud de la
línea de transmisión.
d)
Puesta a tierra:
Se utiliza diferentes valores de resistencia de puesta a tierra para encontrar la
sensibilidad de la tasa de salida debido a la puesta a tierra.
e)
Tasa total de descargas disruptivas de la línea:
Será igual a la suma de las tasas de descargas disruptivas por falla del
apantallamiento más las debidas a descargas inversas, esto es:
ST = SN + SB
f)
Fallas permanentes:
En general se ha considerado que, cuando ocurre una desconexión por descarga
atmosférica, hay una tasa de recierre exitoso de 90%, o sea, solamente el 10% de
las descargas, por descargas atmosféricas resultan en una desconexión
permanente.
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3.8.2 Resultados del Cálculo
El proceso de cálculo esta basado en el IEEE Standard 1243-1997, cuyos reportes de
cálculo se muestran en el Anexo N° 5.
Como resultado de los cálculos se encontró que la tasa de desconexión por falla de
apantallamiento es cero y se debe a que el ángulo de apantallamiento es adecuado.
La tasa esperada de desconexiones permanentes /100 km-año por circuito, que ha
resultado de los cálculos efectuados y para diferentes valores de puesta a tierra son los
siguientes:
R60 Hz
Ohm
ST, descargas disruptivas NS, desconexiones
/100 km/año
/100 km/año
10
15
20
25
30
0,31
0,56
0,87
1,24
1,67
0,031
0,056
0,087
0,124
0,167
La tasa de desconexiones permanentes / 100 km-año que resulta de los cálculos es
menor que las tasas especificadas.
3.9
Criterios de Selección de Estructuras
La selección del tipo estructuras debe tomar en cuenta las facilidades de acceso
existentes en la zona del proyecto, las características topográficas del terreno que
atravesará la línea y las longitudes de los vanos que se presentaran a lo largo de la
misma con el fin de cumplir los siguientes requerimientos generales:
•
Mantener la distancia de seguridad mínima que debe existir entre los conductores
de fase y los elementos puestos a tierra en la estructura de soporte, considerando
el ángulo de oscilación máximo de las cadenas de aisladores. Se debe tomar en
cuenta las distancias eléctricas mínimas para las sobretensiones de impulso,
maniobra y a frecuencia industrial (60 Hz).
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•
Mantener la distancia de seguridad mínima que debe existir entre los conductores
de fase a mitad de vano, a fin de evitar acercamientos excesivos que provoquen
descargas entre los mismos.
•
Mantener las distancias de seguridad mínimas de los conductores de fase al
terreno y a objetos o instalaciones cercanos a la línea de transmisión.
•
Mantener la distancia de seguridad mínima necesaria entre los cables de guarda y
los conductores de fase.
•
Según el tipo y función de la estructura su dimensionamiento debe considerar las
condiciones de carga que correspondan, a partir de los esfuerzos originados por:
-
El peso de los conductores de fase y los cables de guarda, los aisladores y
sus accesorios, el peso propio de la torre y las cargas durante la fase de
montaje y mantenimiento.
-
La presión transversal del viento sobre los conductores, los aisladores y
accesorios así como sobre la propia estructura.
-
La fuerza transversal de los conductores de fase y los cables de guarda
originada por el cambio de dirección de la línea, en el caso de estructuras de
ángulos.
-
La tracción longitudinal de los conductores de fase y los cables de guarda, en
el caso de estructuras de anclaje y terminales, así como la presión longitudinal
del viento (en el sentido del eje de la línea).
-
Para el dimensionamiento de las estructuras se deben tomar en cuenta los
factores de sobrecarga que correspondan, de acuerdo con lo establecido en el
CNE Suministro.
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3.10 Criterios de Selección de Puesta a Tierra
3.10.1 Criterios Generales
La puesta a tierra en la línea de transmisión debe considerar los siguientes aspectos:
•
Conforme a lo señalado en el apartado 3.6., el diseño de las puestas a tierra en
la línea debe responder a un análisis integral del comportamiento de la línea
frente a descargas atmosféricas, considerando el aislamiento de la misma, los
cables de guarda y la configuración definitiva de las estructuras de soporte, a fin
de no exceder las tolerancias para las salidas fuera de servicio.
•
El comportamiento de la línea frente a descargas atmosféricas está
determinado por la impedancia a tierra individual de las estructuras de la línea.
De acuerdo con este hecho, algunas estructuras con puestas a tierra elevadas
pueden afectar de manera negativa el comportamiento general de la línea, a
pesar que las demás estructuras cuenten con puestas a tierra con valores
adecuados.
•
La puesta a tierra debe mantener un valor adecuado de las tensiones de toque
y de paso en zonas transitadas por personas o animales domésticos.
3.10.2 Configuraciones de Puestas a Tierra
Las configuraciones típicas cuyo uso puede ser evaluado, según el nivel de resistividad
del terreno, son las que se indican a continuación:
•
Varillas de puesta tierra, donde las condiciones del terreno hacen factible y
económico su uso para alcanzar el valor objetivo de resistencia a tierra.
•
Contrapesos horizontales enterrados en dirección longitudinal al eje de la línea
donde esta alternativa resulte más conveniente o donde no sea factible el empleo
de varillas. Eventualmente se puede considerar ubicar el contrapeso alrededor de
la estructura con el fin de reducir las tensiones de toque y de paso en zonas
transitadas.
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Configuraciones mixtas con varillas y contrapesos,
contrapesos tipo pletina de
•
cobre, o puestas a tierra capacitivas, en casos de suelos con resistividades
elevadas, donde las soluciones anteriores no permitan alcanzar el valor de
resistencia a tierra necesario.
3.11 Distancias de Seguridad Verticales
Las distancias de seguridad verticales de los conductores sobre el nivel del piso serán
determinadas de acuerdo con lo señalado en la Regla 232 del CNE suministro, para la
máxima temperatura de diseño de la línea, sin presencia de viento;
ó a 0º C, sin
presencia de viento con el grosor de hielo que corresponda según el área de carga
correspondiente (la que presente la mayor flecha); considerando el efecto de la
elongación permanente del conductor (creep) para un periodo de 20 años.
Según lo señalado en el CNE Suministro, las distancias mínimas se determinan para la
máxima tensión de operación de la línea y deben considerar el ajuste correspondiente a
la altitud de las instalaciones.
Tomando en cuenta lo señalado, las distancias de seguridad verticales en las líneas no
deben ser menores a los valores que se muestran en el Anexo Nº 6 del presente
documento, las mismas que deben ser verificadas de acuerdo con lo indicado en la Regla
232 del CNE Suministro.
3.12 Criterios de Diseño Mecánico
3.12.1 Presión de Viento
De acuerdo al Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011, Regla 250.C., las
presiones sobre los conductores y estructuras debidas al viento se calcularán de acuerdo
a la siguiente formula:
Pv = K ∗ V 2 ∗ Sf
Donde:
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Pv = Presión de viento en Pa
K = 0,455 para las elevaciones mayores de 3 000 m.s.n.m.
V = Velocidad del viento en m/s
Sf = Factor de forma:
Sf = 1,0 para conductores
Sf = 3,2 para estructuras en celosía (Regla 252.B.2.c)
Así, para la máxima velocidad de viento considerada se tiene:
V = 104 km/h <> 29 m/s
Luego,
Presión de viento sobre conductores = (0,455)*(29)2*1 = 383 Pa
Presión de viento sobre torres = (0,455)*(29)2*3,2 = 1224 Pa
3.12.2 Hipótesis de Carga del Conductor
Para el cálculo mecánico del conductor se consideran las siguientes hipótesis de acuerdo a
las condiciones ambientales de la zona del proyecto:
HIPÓTESIS Nº 1
:
TENSIÓN DE CADA DIA (EDS)
Temperatura media
:
8 ºC
Presión del viento
:
0 Pa
Esfuerzo de Trabajo
:
18% de carga de rotura (final)
HIPÓTESIS Nº 2
:
VIENTO MÁXIMO
Temperatura media
:
5 ºC
Presión del viento
:
383 Pa (104 km/h)
Esfuerzo de Trabajo
:
< 60% de carga de rotura
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HIPÓTESIS Nº 3
:
SOLO HIELO
Temperatura
:
0 ºC
Presión del viento
:
0 Pa
Espesor de Hielo
:
6 mm
Esfuerzo de Trabajo
:
< 60% de carga de rotura
HIPÓTESIS Nº 4
:
VIENTO MEDIO y HIELO
Temperatura
:
0 ºC
Presión del viento
:
96 Pa (52 km/h)
Espesor de Hielo
:
3 mm
Esfuerzo de Trabajo
:
< 60% de carga de rotura
HIPÓTESIS Nº 5
:
TEMPERATURA MÁXIMA (Flecha Máxima)
Temperatura máxima :
75 ºC + CREEP (*)
Presión del viento
:
0 Pa
HIPÓTESIS Nº 6
:
OSCILACION DE CADENA DE SUSPENSION
Temperatura
:
25 ºC
Presión del viento
:
290 Pa
(*) El efecto CREEP debe ser considerado de forma separada.
3.12.3 Árbol de Cargas de Estructuras de Soporte
3.12.3.1 Definiciones Básicas de Diseño para el Cálculo Mecánico de Estructuras.
Cada tipo de estructura se diseñará en función de sus vanos característicos siguientes:
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-
Vano lateral : El vano más largo admisible de los adyacentes a la estructura, que
determinan las dimensiones geométricas.
-
Vano viento : La semisuma de las longitudes de los vanos adyacentes.
-
Vano peso : La carga vertical que ejercen los conductores sobre la estructura en
sus puntos de amarre dividida por la carga unitaria vertical del
conductor.
En el diseño de las estructuras, se tendrá en consideración el ángulo de desvío máximo
admitido para los conductores.
3.12.3.2 Hipótesis de carga para el cálculo de las estructuras
Las hipótesis para el cálculo del árbol de cargas de los diversos tipos de estructuras
metálicas en celosía son las siguientes
a)
Estructuras de Suspensión
Hipótesis A
: Viento máximo transversal
Presión de viento máximo transversal al eje de la línea, sobre conductores, cables de
guarda y aisladores
Presión de viento máximo transversal sobre la estructura
Conductores y cables de guarda sanos.
Hipótesis B
: Viento máximo a 45°
Presión de viento máximo a 45° con respecto al eje de la línea, sobre conductor, cables
de guarda y aisladores.
Presión de viento máximo a 45° sobre la estructura
Conductores y cables de guarda sanos.
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Hipótesis C
: Condición de sólo hielo
Presión de viento nulo
Máximo espesor de manguito de hielo
Conductor y cables de guarda sanos
Hipótesis D
: Condición de viento medio y hielo
Presión de viento medio
Temperatura
Espesor de manguito de hielo medio
Conductor y cables de guarda sanos
Hipótesis E, F y G : Rotura de conductor de fases superior, intermedia e inferior
alternadamente (uno por vez).
En torres de simple terna triangular: rotura de fase superior, fase inferior izquierda y fase
inferior derecha alternadamente (uno por vez).
En ambos casos se considera una reducción de tiro longitudinal remanente en el
conductor por efecto del desplazamiento de la cadena de aisladores.
Demás conductores y cables de guarda sanos
Temperatura media
Presión de viento nulo
Hipótesis H
: Rotura de cable de guarda
Rotura de un cable de guarda; en donde no se considera reducción de tiro longitudinal
remanente.
Conductores de fase y el otro cable de guarda sanos.
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Temperatura media
Presión de viento nulo
Hipótesis I
: Tendido de Conductor
Tendido de conductor con EDS inicial, que permitirá verificar las cargas verticales sobre
la cruceta.
Temperatura media
Presión de viento nulo
La carga vertical será igual a dos veces el vano gravante, más el peso de aisladores y
herrajes, más 250 kg por peso de operarios más herramientas.
Hipótesis J
: Tendido de cables de guarda
Tendido de cables de guarda en condición EDS.
Temperatura media
Presión de viento nulo
La carga vertical será igual a dos veces el vano gravante, más 250 kg por peso de
operarios más herramientas.
b)
Estructura de Anclaje Angular
Hipótesis A
: Viento máximo transversal
Presión de viento máximo transversal al eje de la línea aplicado sobre conductores de
fase, cables de guarda y aisladores
Presión de viento máximo transversal sobre la estructura
Conductores de fase y cables de guarda sanos
Hipótesis B
: Condición de arranque (tiro hacia arriba)
Tiro hacia arriba, en arranque (vano gravante negativo)
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Presión de viento máximo transversal al eje de la línea aplicado sobre conductores de
fase, cables de guarda y aisladores.
Presión de viento máximo transversal sobre la estructura
Conductores de fase y cables de guarda sanos.
Hipótesis C
: Condición de sólo hielo
Presión de viento nulo
Máximo espesor de manguito de hielo
Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos
Conductores de fase y cables de guarda sanos
Hipótesis D
: Condición de viento medio y hielo
Presión de viento medio
Espesor de manguito de hielo medio
Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos
Conductores de fase y cables de guarda sanos
Hipótesis E, F y G :
Rotura de fase superior, inferior derecha e inferior izquierda
alternadamente (uno por vez).
Temperatura media
Presión de viento nulo
Rotura de fase superior, fase inferior izquierda y fase inferior derecha alternadamente
(uno por vez).
No se considera reducción de tiro longitudinal.
Otros conductores de fase y cables de guarda sanos.
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Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
Hipótesis H
:
Rotura de un cable de guarda
Rotura de un cable de guarda; en donde no se considera reducción de tiro longitudinal
remanente.
Conductores de fase y el otro cable de guarda sanos
Temperatura media
Presión de viento nulo
Hipótesis I
:
Tendido de conductor
El tendido se efectuará en condición EDS inicial
Temperatura media
Presión de viento nulo
La carga vertical será igual al 75% del vano gravante, más el componente vertical por
tendido de conductor (30° respecto a la horizontal) y más 250 kg por peso de operarios y
herramientas.
Hipótesis J
:
Tendido de cables de guarda
El tendido se efectuará en condición EDS del cable de guarda
Temperatura media
Presión de viento nulo
La carga vertical será igual al 75% del vano gravante, más componente vertical por
tendido de cable de guarda (30° respecto a la horizontal) y más 250 kg por peso de
operarios y herramientas.
c)
Estructura de Anclaje Angular y Terminal
Hipótesis A
:
Viento máximo transversal
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Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
Presión de viento máximo transversal al eje de la línea sobre conductores, cables de
guarda y aisladores.
Presión de viento máximo transversal sobre la estructura.
Conductores y cables de guarda sanos.
Hipótesis B
:
Condición de arranque (tiro hacia arriba)
Presión de viento máximo transversal sobre conductores, cables de guarda y aisladores.
Presión de viento máximo transversal sobre la estructura.
En condición de arranque, se considera vano gravante negativo
Conductores y cables de guarda sanos
Hipótesis C
:
Condición de sólo hielo
Presión de viento nulo
Máximo espesor de manguito de hielo
Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos
Conductores de fase y cables de guarda sanos
Hipótesis D
:
Condición de viento medio y hielo
Presión de viento medio
Espesor de manguito de hielo medio
Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos
Conductores de fase y cables de guarda sanos
Hipótesis E, F y G : Rotura de fase superior, inferior derecha e inferior izquierda
alternadamente (uno por vez).
Rotura de conductor de fase superior, fase inferior derecha y fase inferior izquierda
alternadamente (uno por vez).
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Parte: A
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Fecha: 03-04-2012
En ambos casos se considerará el 100% de tiro longitudinal remanente de la rotura del
conductor de fase.
Demás conductores y cables de guarda sanos
Temperatura media
Presión de viento nulo
Hipótesis H
:
Rotura del cable de guarda
Rotura de un cable de guarda, en donde no se considera reducción de tiro longitudinal
remanente.
Conductores de fase y el otro cable de guarda sanos
Temperatura media
Presión de viento medio
Hipótesis I
:
Tendido de conductor
El tendido del conductor se efectuará en condición EDS inicial.
Temperatura media
Presión de viento nulo
La carga vertical será igual al 75% del vano gravante, más el componente vertical por
tendido de conductor (30° respecto a la horizontal) y más 250 kg por el peso de operarios
y herramientas.
Hipótesis J
:
Tendido de cables de guarda
El tendido se efectuará en condición EDS del cable de guarda
Temperatura media
Presión de viento nulo
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Parte: A
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Fecha: 03-04-2012
La carga vertical será igual al 75% del vano gravante, más el componente vertical por
tendido de cable de guarda (30° respecto a la horizontal) y más 250 kg por peso de
operarios y herramientas.
3.12.3.3 Factores de Sobrecarga
Se tomará como referencia el Nuevo Código Nacional de Electricidad para el caso de
grado de construcción tipo B, (Art. 253 - Tabla 253-1), esto es:
-
Cargas Verticales
:
1,50
-
Cargas Transversales debido al viento
:
2,50
-
Cargas Transversales debido a la tensión :
1,65
-
Cargas Longitudinales en suspensión
:
1,10
-
Cargas Longitudinales en anclajes
:
1,65
3.12.3.4 Factores de Resistencia para Estructuras
El Código Nacional de Electricidad (Tabla 261-A) establece que los valores de
sobrecarga dados en el ítem anterior deberán ser utilizados con el siguiente factor de
resistencia:
3.13
Estructuras Metálicas
:
1,00
Criterios de Diseño de Obras Civiles
3.13.1 Normas
Los criterios de diseño a seguir para el cálculo de las fundaciones de estructuras de las
Líneas de Transmisión, se regulan con las normas y códigos peruanos vigentes, y
normas internacionales complementarias; entre las cuales podemos mencionar:
Norma Técnica de Edificación NTE 060 - Concreto Armado – Comentarios
Norma Técnica de Edificación NTE 030 - Diseño Sismorresistente
Norma Técnica de Edificación NTE 050 - Suelos y Cimentaciones
American Concrete Institute ACI-318/99
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American Institute of Steel Construction – AISC
American Society for Testing and Materials - ASTM
3.13.2 Selección del tipo de fundación
La selección del tipo de cimentación tomará en cuenta la naturaleza y capacidad portante
del suelo de fundación, y la magnitud de las cargas que serán aplicadas sobre las
fundaciones.
En aquellos lugares donde se presenten suelos de capacidad portante adecuada o donde
exista roca fracturada, se usará una fundación de concreto armado conformada por un
pedestal y su respectiva zapata.
Los lugares donde se presente roca fija sin alterar, se usará una fundación mediante un
bloque de concreto armado.
3.13.3 Diseño de fundación
Para las estructuras metálicas tipo celosía las fundaciones serán dimensionadas tomando
en cuenta las cargas actuantes sobre ellas, la capacidad portante del terreno, los códigos
de diseño mencionados y los criterios indicadas a continuación:
-
Datos de la geometría de la base de las torres
-
El espaciamiento de las patas de las estructuras de acero en el punto donde las
cargas son transferidas a la cimentación.
-
La pendiente de las patas de las torres.
-
El tamaño y características de los perfiles angulares que constituyen los “stub”.
-
Las cargas de diseño a considerar serán las proporcionadas por los resultados del
cálculo estructural de las torres.
-
El tipo de cimentación de cada torre, será verificado basado en las cargas de
compresión y tracción actuantes, con sus esfuerzos longitudinal y transversal
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Parte: A
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Fecha: 03-04-2012
asociados, para las condiciones más críticas halladas. Asimismo el tipo de
cimentación de cada torre, será verificado basado en la capacidad portante y
características del suelo.
Para la cimentación en terreno normal, cada una de las patas de la torre consistirá de una
cimentación de concreto armado, la cual consta de una zapata cuadrada con forma de
pirámide truncada desde la cual sale un pedestal que sobresale del terreno una longitud
mínima de 30 cm. Embebido en este pedestal se instalará el “stub”, siendo éste último la
extensión de la pata de la torre dentro de la cimentación.
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4.0
LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220KV PUNO – JULIACA - AZANGARO
4.1
Coordenadas del Trazo de Ruta preliminar
VERTICE
SE PUNO
V-1A
V-2A
V-3A
V-4A
V-5A
SE JULIACA 1
V-1B
V-2B
V-3B
V-4B
V-5B
V-6B
V-7B
V-8B
V-9B
V-10B
V-11B
V-12B
V-13B
V-14B
V-15B
V-16B
V-17B
V-18B
V-19B
V-20B
V-21B
V-22B
V-23B
SE AZANGARO
Distancia
Parcial (m)
Distancia
Acumulada
(m)
0.0
105.5
789.5
9022.8
14905.0
4922.7
68.0
28.4
603.5
7176.6
3482.4
877.9
1815.7
1132.2
2375.6
3047.1
5622.9
2669.4
754.3
4122.8
11059.4
7635.0
11291.7
10200.4
5759.9
57.0
261.3
3048.2
227.2
512.5
15.1
0.0
105.5
895.0
9917.8
24822.8
29745.5
29813.6
29842.0
30445.6
37622.2
41104.6
41982.5
43798.2
44930.3
47306.0
50353.0
55975.9
58645.3
59399.6
63522.5
74581.9
82216.9
93508.6
103709.1
109468.9
109526.0
109787.2
112835.4
113062.6
113575.1
113590.2
COORDENADAS UTM
WGS84
ESTE
NORTE
COTA
(m)
(m)
(m.s.n.m.)
387354.2
387367.0
387667.0
386433.0
382099.0
382479.7
382547.0
382552.0
382595.0
382500.0
382805.0
382242.5
380739.0
379609.0
377348.0
376419.0
374246.0
372423.0
371758.0
370716.0
365079.0
362312.0
366176.0
372974.0
371241.0
371186.0
371106.9
370421.0
370268.0
370147.0
370145.0
8249412.0
8249516.7
8250247.0
8259185.0
8273446.0
8278354.0
8278344.0
8278372.0
8278974.0
8286150.0
8289619.0
8290293.0
8291311.0
8291381.0
8292110.0
8295012.0
8300198.0
8302148.0
8302504.0
8306493.0
8316008.0
8323124.0
8333734.0
8341339.0
8346832.0
8346817.0
8347066.0
8350036.0
8350204.0
8350702.0
8350717.0
4153
4153
4080
3889
3828
3830
3830
3830
3833
3831
3829
3831
3832
3835
3835
3835
3916
3852
3809
3843
3867
3887
4046
3852
3861
3855
3868
3861
3861
3862
3862
El trazo de ruta se muestra en el Anexo N° 2, plano N° 9539-LT-001 a escala 1/100 000.
Así mismo, en el Anexo N° 2 se muestran las vistas de los vértices del trazo de ruta
tomadas del Google Earth.
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4.2
Conductor de la Línea
4.2.1 Características Técnicas del Conductor de la Línea
Considerando los criterios técnicos definidos se ha efectuado una elección preliminar del
conductor que resultaría adecuado para la línea, conforme se puede apreciar en el Anexo
Nº 3, y a partir de la misma se concluye que tendría las siguientes características:
•
Denominación
:
ACAR (Conductor de Aluminio Reforzado con
Aleación de Aluminio)
•
Sección nominal
:
2x900 MCM
•
Sección transversal
:
2x456 mm2
•
Configuración
:
33 x 3,96 mm
- Aluminio 1350-H19
- Aleación de Aluminio 6201-T81 :
4 x 3,96 mm
•
Diámetro total del cable
:
27,74 mm
•
Resistencia eléctrica DC a 20ºC
:
•
Peso
:
•
Coeficiente de variación de la resistencia:
•
Carga de rotura
:
7694 kg
•
Módulo de Elasticidad
:
56,33 N/mm2
0,0641 Ohm/km
1257 kg/km
0,000023 ºC-1
La selección del conductor y las características del mismo tienen carácter referencial. En
tal sentido, corresponde a la Sociedad Concesionaria efectuar la selección definitiva del
conductor de la línea.
4.2.2 Capacidad del Conductor y Nivel de Pérdidas
De acuerdo con los resultados obtenidos, las temperaturas y potencias de trabajo
aproximadas del conductor de la línea serían las que se indican a continuación:
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Conductor
Tensión de
Servicio
kV
Condición
de
Operación
ACAR 2x900 mm2
220
Normal
Capacidad del
Temperatura
Conductor
Conductor
ºC
Amperios MVA
57,2
1181
450
Asimismo, de acuerdo los resultados preliminares el nivel de pérdidas, a 75 ºC, sería
menor o igual al 3,0%; sin embargo este porcentaje debe ser verificado al momento de
ejecutarse el proyecto considerando las características definitivas del conductor y la
longitud final de la línea.
4.3
Cables de Guarda
Tomando en cuenta los criterios de diseño definidos para el cable de guarda y las
características de la zona del proyecto, así como experiencias de operación de líneas
existentes en la misma, se ha previsto el empleo de dos cables de guarda, uno del tipo
convencional y otro de fibra óptica, con las características referenciales que se indican a
continuación:
a)
b)
Cable de Guarda de Acero Galvanizado
•
Tipo de cable
:
Acero Galvanizado EHS 70 mm2
•
Sección
:
73,87 mm2
•
Número de hilos
:
7
•
Diámetro del cable
:
11,11 mm
•
Peso
:
593,8 kg/km
•
Tiro de rotura
:
92,523 kN
Cable de Guarda de Fibra Óptica (OPGW)
•
Diámetro nominal del cable
:
•
Aproximación total de la sección :
115,2 mm2
•
Armadura exterior
con hilos de alumoweld y
:
14,00 mm
aleación de aluminio
•
Peso aproximado del cable
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:
641 kg/km
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4.4
•
Carga de rotura mínima a la tracción : 97,9 kN
•
Módulo de elasticidad (E)
: 119,1 kN/mm2
•
Resistencia eléctrica 20°C
: 0,452 Ohm/km
•
Protección metálica del núcleo óptico : Tubo de aluminio Extruido
•
Número de fibras ópticas
: 24
•
Regulaciones de Fabricación
: ITU-T G.652 / IEEE 1138
Aislamiento de la Línea
A partir de la evaluación preliminar que se muestran en el Anexo Nº 4, el aislamiento
previsto para la línea, de acuerdo con el nivel de altitud, sería el que se indica a
continuación:
Las cadenas de suspensión y ángulos menores estarían conformadas por 21 aisladores
estándar del tipo U120B, según norma IEC 60305, con las características ya señaladas.
En el caso estructuras de ángulos mayores se considerará un aislador adicional y en el
caso de estructuras terminales y de anclajes se considerará dos aisladores adicionales.
Las características técnicas relevantes de cada uno de los aisladores individuales
seleccionados para componer las cadenas serían las que se indican a continuación:
Característica
Unid.
Tipo de aislador
Material
Carga de rotura
Paso (espaciamiento) por aislador
Diámetro
Longitud de fuga
Tipo de conexión
Tensión soportada a frecuencia
industrial en seco
Tensión soportada a frecuencia
industrial bajo lluvia
Peso aproximado
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kN
mm
mm
mm
kV
Valores
Estándar U120B
(según IEC 60305)
Vidrio templado o porcelana
120
146
255
315
16A
70
kV
40
kg
3,8
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4.5
a)
Estructuras de la Línea
Material y Configuración
Se emplearan torres de celosía metálica autosoportadas, con perfiles angulares de
acero galvanizado y unidos por medio de pernos, tuercas, arandelas y planchas
metálicas. Las torres serán diseñadas para simple terna con disposición de las
ménsulas tipo “triangular” y estarán preparadas para llevar dos cables de guarda en
su parte superior.
b)
Tipos de Estructuras
De acuerdo a los ángulos de línea del trazo de ruta y la topografía del terreno, se
prevé el empleo los siguientes tipos de estructuras:
TIPO
UTILIZACIÓN
ANGULO
S1
Suspensión
0° – 1°
A1
Anclaje Angular
0° – 30°
Anclaje Angular / Terminal
30°– 65°/30°
AT1
La parte inferior de cada tipo de torre deberá ser diseñada de manera que se
pueda variar fácilmente su altura útil en tramos fijos de 3 m hasta un máximo de 6
m sin necesidad de modificar la parte superior de la torre.
En el Anexo N° 6, se incluye a modo de referencia la geometría de las torres a ser
empleadas.
4.6
Puesta a Tierra
Para las puestas a tierra se ha previsto el empleo de los siguientes materiales:
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•
Cable de puesta a tierra con alma de acero y recubrimiento de cobre (copperweld)
de las siguientes características:
•
o
Sección transversal
:
73,87 mm2
o
Número de hilos
:
7 Nº 7 AWG
o
Diámetro del cable
:
11,1 mm
o
Conductividad
:
30%
Electrodos o varillas de puesta a tierra con alma de acero y recubrimiento de cobre
(copperweld), con una conductividad de 30%.
•
Conectores electrodo-cable de bronce.
•
Conectores de doble vía de cobre estañado para el empalme de los cables de
puesta a tierra.
•
Donde resulte necesario: cemento conductivo, puestas a tierra capacitivas u otras
configuraciones que permitan obtener la resistencia a tierra apropiada.
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Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANEXO Nº 1
UBICACIÓN GEOGRAFICA DEL PROYECTO
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 1-0
PEPSA TECSULT
MIEMBRO DE
TECSULT AECOM
611-4100
-
628-9722
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANEXO Nº 2
TRAZO DE RUTA Y VISTAS GOOGLE EARTH DE VERTICES DE LA LÍNEA
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-0
PEPSA TECSULT
MIEMBRO DE
TECSULT AECOM
611-4100
-
628-9722
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
Nueva SE Azángaro 220/138kV
Nueva SE Juliaca 220/138kV
VISTA GENERAL DE TRAZO DE RUTA PROYECTADO: TRAMO AZANGARO - JULIACA
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-1
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
Nueva SE Juliaca 220/138kV
SE Puno 220/138/60kV
VISTA GENERAL DE TRAZO DE RUTA PROYECTADO: TRAMO PUNO - JULIACA
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-2
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
LT 138 kV Puno ‐ Juliaca
LT 220 kV Puno ‐ Juliaca (Proyecto)
PORTICO
Ampliación de
Patio 220 kV
LT 220 kV Moquegua ‐ Puno
VISTA DE SUBESTACION PUNO Y SALIDA DE LINEA 220KV HACIA SE JULIACA
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-3
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
V‐2A
LT 138 kV Puno ‐ Juliaca
V‐1A
SE Puno 220/138/60kV
PORTICO
VISTA DE SUBESTACION PUNO Y UBICACIÓN DE VÉRTICES V-1A Y V-2A
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-4
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
Carretera Puno ‐ Juliaca
V‐3A
LT 138 kV Puno ‐ Juliaca
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-3A
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-5
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
Carretera Puno ‐ Juliaca
V‐4A
LT 138 kV Puno ‐ Juliaca
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-4A
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-6
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
LT 138 kV Puno ‐ Juliaca
V‐2B
V‐1B
Nueva SE Juliaca 220/138kV
V‐5A
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-5A, V-1B, V-2B Y DE NUEVA SUBESTACIÓN JULIACA 220/138KV
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-7
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
V‐3B
JULIACA
SE Juliaca 138Kv
Existente
LT 138 kV Puno ‐ Juliaca
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-3B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-8
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
V‐5B
V‐4B
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-4B Y V-5B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-9
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
Carretera Juliaca ‐ Azangaro
V‐8B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
V‐6B
V‐7B
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-5B, V-7B Y V-8B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-10
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
V‐9B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-9B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-11
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
V‐10B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-10B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-12
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
V‐12B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
V‐11B
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-11B Y V-12B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-13
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
V‐13B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-13B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-14
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
V‐14B
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-14B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-15
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
V‐15B
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-15B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-16
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
V‐16B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-16B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-17
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
Vía interoceánica
V‐17B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-17B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-18
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
V‐20B
Vía interoceánica
V‐18B
V‐19B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-18B, V-19B Y V-20B, CRUCE DE LT 138KV EXISTENTE
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-19
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
V‐22B
Vía interoceánica
V‐21B
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-21B Y V-22B
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-20
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
SE Azángaro 138kV Existente
Nueva SE Azángaro 220/138kV
V‐23B
LT 138 kV Juliaca‐Azangaro
VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-23B Y DE NUEVA SUBESTACION AZANGARO 220/138 KV
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 2-21
COES SINAC
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANEXO Nº 3
SELECCIÓN PRELIMINAR DE CONDUCTORES
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 3-0
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9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
SELECCIÓN PRELIMINAR DE CONDUCTORES
ÍNDICE
PAG.
CONTENIDO
1.0
TIPO DE CONDUCTOR Y CONFIGURACIÓN ........................................2
2.0
EVALUACIÓN DE LOS CONDUCTORES POR AMPACITANCIA...........2
3.0
EVALUACIÓN DE CONDUCTORES POR PÉRDIDAS EN LA LÍNEA .....9
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 3-1
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
1.0
TIPO DE CONDUCTOR Y CONFIGURACIÓN
Por las características de la zona usualmente el conductor tipo ACSR ha sido el más
empleado en este tipo de líneas, a raíz de su alta resistencia a la tracción mecánica, su
muy buena relación esfuerzo/peso, su buena ampacidad y factores relacionados con la
disponibilidad de los mismos. Otra alternativa efectiva son los conductores tipo AAAC
debido a su buena resistencia a la tracción, su buena relación esfuerzo/peso y sus
pérdidas de energía razonables. Sin embargo, debido al requerimiento de una gran
capacidad de transmisión de corriente, una buena alternativa es el empleo de los
conductores tipo ACAR debido a sus óptimas propiedades eléctricas y de tracción al igual
que el ACSR. Tomando en cuenta además que, para un peso equivalente, el ACAR
ofrece mayor fortaleza y mayor capacidad de corriente (Ampacity) que el conductor
ACSR.
En virtud a lo señalado y considerando la gran potencia a transmitir de 450 MVA por la
línea proyectada en 220 kV de simple circuito, y siendo de longitud total considerable,
117km, se ha visto por conveniente evaluar las siguientes configuraciones de conductor
ACAR:
•
Con un solo conductor por fase
•
Con dos conductores por fase
2.0
EVALUACIÓN DE LOS CONDUCTORES POR AMPACITANCIA
A. Capacidad de Diseño y Condiciones de Operación de la Línea
La selección del conductor ha sido efectuada considerando que la línea debe tener
una capacidad nominal de 450 MVA en condición normal. La temperatura no debe
superar la temperatura máxima de 75ºC.
B. Metodología de Cálculo
La capacidad de transporte de un conductor está en relación directa con su
temperatura de trabajo, por lo que para las condiciones de trabajo señaladas en el
literal A., se debe verificar que la temperatura del conductor no sobrepase los
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 3-2
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
límites permitidos de acuerdo con el tipo de material del mismo, considerando que
para la Potencia Nominal la temperatura máxima no debe superar los 75 ºC.
De acuerdo con lo señalado, la metodología de cálculo empleada para determinar
la capacidad de transporte de los conductores, en las distintas condiciones de
trabajo planteadas, será la recomendada en la IEEE Standard for Calculating the
Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors (IEEE Std 7381993), considerando la radiación solar para el hemisferio sur.
La metodología establece el balance térmico en el conductor para calcular la
capacidad de estable del mismo a través de la siguiente relación general:
Donde:
Itc
:
Corriente en el conductor a la temperatura de cálculo en Amperios
Qc
:
Pérdida de calor por convección en watts/unidad de longitud de conductor
Qr
:
Pérdida de calor por radiación en watts/unidad de longitud de conductor
Qs
:
Ganancia de calor por calentamiento solar en watts/unidad de longitud de
conductor
Rtc :
Resistencia del conductor a la temperatura de cálculo en Ohm por unidad
de longitud
Tal como se ha establecido en las condiciones de operación de la línea, la
temperatura del conductor en la condición de operación normal no debe superar los
75ºC.
C.
Condiciones Ambientales de Cálculo
De acuerdo con el procedimiento usual en estos casos, para la determinación de la
capacidad de los conductores se han asumido las condiciones climáticas en las
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 3-3
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
que se produciría la transferencia de calor, tomando como base las condiciones
climáticas de la zona del proyecto.
A partir de lo señalado las condiciones de trabajo asumidas son las que se indican
a continuación:
•
•
Condiciones ambientales
o
Temperatura ambiente del aire
:
25 ºC
o
Velocidad del viento
:
0,61 m/s
o
Dirección del viento
:
perpendicular al conductor
Calentamiento solar
o
Altitud sobre el nivel del mar
:
4 000 msnm
o
Latitud
:
15º Sur
o
Fecha
:
mediados
del
mes
de
febrero
(Verano en la latitud sur)
D.
o
Hora
:
Mediodía
o
Tipo de atmósfera
:
Clara sin nubes
o
Coeficiente de absorción
:
0,5
o
Coeficiente de emisividad
:
0,5
Conductores Evaluados
Las características relevantes de las distintas secciones de conductores evaluados
para esta línea, según su tipo, son los que se muestran en la Tabla 1.
TABLA 1 : DATOS RELEVANTES DE CONDUCTORES TIPO ACAR*
Conductores
Evaluados
ACAR-2x500MCM
ACAR-2x600MCM
ACAR-2x900MCM
ACAR-1x1800MCM
Formación
Sección
mm2
Al
2x253
2x304
2x456
1x912
15x4,12
15x4,51
33x3,96
42x4,36
Aleac.
Al
4x4,12
4x4,51
4x3,96
19x4,36
Diámetro
Resistencia Resistencia Resistencia
total
DC a 20ºC
AC a 25ºC
AC a 75ºC
mm
Ohm/km
Ohm/km
Ohm/km
20,60
22,57
27,74
39,27
0,1172
0,0977
0,0641
0,033
0,1205
0,1007
0,0671
0,03609
0,1433
0,1197
0,0796
0,04199
* Información obtenida de catálogos de fabricantes
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Anexo 3-4
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
E.
Cálculos
CONDUCTOR ACAR – 500MCM
IEEE Std. 738-1993 method of calculation
The solar heating model of IEEE P738/D1 (June 5 2003) has been
substituted for that of IEEE Std 738-1993 for improved results
outside 20 to 70 degrees North latitude and for times of day outside
10 am to 2 pm.
Air temperature is 25.00 (deg C)
Wind speed is 0.61 (m/s)
Angle between wind and conductor is 90 (deg)
Conductor elevation above sea level is 4000 (m)
Conductor bearing is 90 (deg) (user specified bearing, may not be
value producing maximum solar heating)
Sun time is 11 hours (solar altitude is 74 deg. and solar azimuth is
121 deg.)
Conductor latitude is -15.0 (deg)
Atmosphere is CLEAR
Day of year is 341 (corresponds to December 6 in year 2012) (day of
the year with most solar heating)
Conductor description: 500 kcmil 15/4 Strands ACAR
Conductor diameter is 2.060 (cm)
Conductor resistance is
0.1205 (Ohm/km) at 25.0 (deg C)
and
0.1433 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)
Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5
Solar heat input is
Radiation cooling is
Convective cooling is
13.159 (Watt/m)
12.448 (Watt/m)
45.416 (Watt/m)
Given a maximum conductor temperature of 75.0 (deg C),
The steady-state thermal rating is 558.5 amperes
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Anexo 3-5
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Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
CONDUCTOR ACAR – 600MCM
IEEE Std. 738-1993 method of calculation
The solar heating model of IEEE P738/D1 (June 5 2003) has been
substituted for that of IEEE Std 738-1993 for improved results
outside 20 to 70 degrees North latitude and for times of day outside
10 am to 2 pm.
Air temperature is 25.00 (deg C)
Wind speed is 0.61 (m/s)
Angle between wind and conductor is 90 (deg)
Conductor elevation above sea level is 4000 (m)
Conductor bearing is 90 (deg) (user specified bearing, may not be
value producing maximum solar heating)
Sun time is 11 hours (solar altitude is 74 deg. and solar azimuth is
121 deg.)
Conductor latitude is -15.0 (deg)
Atmosphere is CLEAR
Day of year is 341 (corresponds to December 6 in year 2012) (day of
the year with most solar heating)
Conductor description: 600 kcmil 30/7 Strands ACAR
Conductor diameter is 2.257 (cm)
Conductor resistance is
0.1007 (Ohm/km) at 25.0 (deg C)
and
0.1197 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)
Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5
Solar heat input is
Radiation cooling is
Convective cooling is
14.418 (Watt/m)
13.638 (Watt/m)
47.556 (Watt/m)
Given a maximum conductor temperature of 75.0 (deg C),
The steady-state thermal rating is 625.1 amperes
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Informe Final
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Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
CONDUCTOR ACAR – 900MCM
IEEE Std. 738-1993 method of calculation
The solar heating model of IEEE P738/D1 (June 5 2003) has been substituted
for that of IEEE Std 738-1993 for improved results outside 20 to 70 degrees
North latitude and for times of day outside 10 am to 2 pm.
Air temperature is 25.00 (deg C)
Wind speed is 0.61 (m/s)
Angle between wind and conductor is 90 (deg)
Conductor elevation above sea level is 4000 (m)
Conductor bearing is 90 (deg) (user specified bearing, may not be value
producing maximum solar heating)
Sun time is 11 hours (solar altitude is 74 deg. and solar azimuth is 121
deg.)
Conductor latitude is -15.0 (deg)
Atmosphere is CLEAR
Day of year is 341 (corresponds to December 6 in year 2012) (day of the
year with most solar heating)
Conductor description: 900 kcmil 30/7 Strands ACAR - Adapted from 1970's
Conductor diameter is 2.774 (cm)
Conductor resistance is
0.0671 (Ohm/km) at 25.0 (deg C)
and
0.0796 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)
Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5
Solar heat input is
Radiation cooling is
Convective cooling is
17.720 (Watt/m)
16.762 (Watt/m)
52.780 (Watt/m)
Given a maximum conductor temperature of 75.0 (deg C),
The steady-state thermal rating is 806.9 amperes
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Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
CONDUCTOR ACAR – 1800MCM
IEEE Std. 738-1993 method of calculation
The solar heating model of IEEE P738/D1 (June 5 2003) has been
substituted for that of IEEE Std 738-1993 for improved results
outside 20 to 70 degrees North latitude and for times of day outside
10 am to 2 pm.
Air temperature is 25.00 (deg C)
Wind speed is 0.61 (m/s)
Angle between wind and conductor is 90 (deg)
Conductor elevation above sea level is 4000 (m)
Conductor bearing is 90 (deg) (user specified bearing, may not be
value producing maximum solar heating)
Sun time is 11 hours (solar altitude is 74 deg. and solar azimuth is
121 deg.)
Conductor latitude is -15.0 (deg)
Atmosphere is CLEAR
Day of year is 341 (corresponds to December 6 in year 2012) (day of
the year with most solar heating)
Conductor description: ACAR 1800MCM 48x13
Conductor diameter is 3.927 (cm)
Conductor resistance is
0.0361 (Ohm/km) at 25.0 (deg C)
and
0.0420 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)
Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5
Solar heat input is
Radiation cooling is
Convective cooling is
25.085 (Watt/m)
23.729 (Watt/m)
62.955 (Watt/m)
Given a maximum conductor temperature of 75.0 (deg C),
The steady-state thermal rating is 1211.1 amperes
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Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
F.
Resultados
A partir de los datos de los conductores evaluados, y tomando en cuenta las
variables de cálculo y las temperaturas de trabajo señaladas, se obtienen los
resultados que se muestran en la Tabla 2.
TABLA 2 : CAPACIDAD DE LOS CONDUCTORES EVALUADOS
Conductor
Tensión de
Servicio
kV
Condición
de
Operación
Temperatura
Conductor
ºC
Capacidad del
Capacidad
Conductor
Total
MVA
Amperios MVA
ACAR-2x500MCM
220
Normal
75
559
213
426
ACAR-2x600MCM
220
Normal
75
625
238
476
ACAR-2x900MCM
220
Normal
75
807
307
614
ACAR-1800MCM
220
Normal
75
1211
461
461
De acuerdo con estos resultados, se puede apreciar que los conductores que
cumplirían con la capacidad requerida en condición de operación normal de la línea
son:
•
ACAR - 2x600 MCM
•
ACAR - 2x900 MCM
•
ACAR - 1x1800 MCM
3.0. EVALUACIÓN DE CONDUCTORES POR PÉRDIDAS EN LA LÍNEA
De acuerdo al resultado del ítem anterior, se realiza la evaluación por pérdidas de las
siguientes configuraciones y combinaciones de conductores:
•
Con dos conductores ACAR de 600 MCM por fase
•
Con dos conductores ACAR de 900 MCM por fase
•
Con un solo conductor ACAR de 1800 MCM por fase
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Parte: A
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Fecha: 03-04-2012
El límite máximo de pérdidas Joule para un valor de potencia de salida igual a la
capacidad de transmisión en operación normal, con un factor de potencia igual a 1,0 p.u.
y tensión en la barra de llegada igual a 1,0 se calcula, para cada uno de los conductores
evaluados, empleando la siguiente relación:
é
= ൬
2 75℃
൰ 100%
Donde:
Pnom
: Potencia nominal de la línea en MVA
Vnom
: Tensión nominal de la línea en kV
R75ºC
: Resistencia total de la línea por fase, a la temperatura de 75 ºC y frecuencia
de 60 Hz
Aplicando la relación señalada con los datos de la línea y los conductores, se obtienen
los porcentajes de pérdidas que se muestran en la Tabla 3 para el tramo de Línea de
Transmisión Juliaca – Azángaro de 83 Km.
TABLA 3 : PORCENTAJES DE PÉRDIDAS SEGÚN CONFIGURACIÓN DE
CONDUCTORES
Datos de operación del conductor
Porcentaje
Potencia
Tensión
R (75ºC)
de Pérdidas
MVA
kV
Ohm
%
ACAR-2x600MCM
450
220
7,00
4,62
ACAR-2x900MCM
450
220
4,66
3,07
ACAR-1800MCM
450
220
2,46
3,24
Conductor
Por lo tanto, tomando en cuenta que el porcentaje de pérdidas en la línea no debe
superar el 3% de la potencia total, se selecciona la configuración de 2 conductores por
fase ACAR 2x900 MCM.
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Parte: A
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Fecha: 03-04-2012
En cuanto a la regulación de la tensión en la barra de llegada, de acuerdo con lo
señalado en la Norma Técnica de Servicios Eléctricos la variación del nivel de tensión en
los puntos de entrega de energía no debe superar el ±5% de la tensión nominal en
condiciones de operación normal. Este margen de variación debe ser cumplido y de ser
necesario se debe considerar la compensación reactiva necesaria, en función al factor de
potencia de la carga. En este caso corresponde al COES realizar dicho estudio.
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ANEXO Nº 4
CALCULOS DE SELECCIÓN DE AISLAMIENTO
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Parte: A
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Fecha: 03-04-2012
CALCULOS DE SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO
ÍNDICE
PAG.
CONTENIDO
1.0
NIVELES DE AISLAMIENTO DE LA LÍNEA.............................................2
1.1
CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO .......................2
1.2
EVALUACIÓN POR LONGITUD DE FUGA ...................................3
1.3
VERIFICACIÓN POR SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS......5
1.4
DISTANCIAS EN AIRE ..................................................................7
1.5
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS AISLADORES.............7
1.6
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LAS CADENAS DE
AISLADORES ................................................................................8
2.0
VERIFICACIÓN MECÁNICA DE LOS AISLADORES ..............................9
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1.0.
NIVELES DE AISLAMIENTO DE LA LÍNEA
De acuerdo con la norma IEC 60071-1 los niveles aislamiento asociados con la máxima
tensión del sistema son los que se indican a continuación:
-
Tensión de operación nominal
-
Tensión máxima del sistema
:
220 kV
:
245 kV
2
-
Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico (LIWL ) :
1050 kV (pico)
-
Tensión de sostenimiento a 60 Hz
460 kV (eficaz)
:
Estos son valores definidos para condiciones específicas de temperatura y humedad, a
nivel del mar (con una presión de 101,3 kPa), por lo que para condiciones distintas, como
las que se presentan en instalaciones por encima de los 1000 msnm, requieren ser
corregidos.
1.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO
Con el fin de garantizar un adecuado aislamiento en la línea se verificará el mismo
aplicando los siguientes criterios:
•
Determinación del número de aisladores por cadena de acuerdo con la distancia de
fuga necesaria por el nivel de contaminación en la zona del proyecto.
•
Verificación
del
nivel
de
aislamiento
necesario
frente
a
sobretensiones
atmosféricas.
•
Verificación de la resistencia mecánica de la cadena de aisladores.
Es importante señalar que tanto la IEC 60071-1 considera que para tensiones hasta los
245 kV, el nivel de aislamiento a la tensión de impulso es determinado principalmente por
las descargas atmosféricas (Lightning Impulse Withstand Level – LIWL), que son las que
ocasionan los mayores esfuerzos en el aislamiento, en tanto que las sobretensiones por
maniobra (Switching Impulse Withstand Level – SIWL) cobran mayor importancia para
tensiones iguales o superiores a los 300 kV. Por tal motivo sólo se especifican valores
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Fecha: 03-04-2012
estandarizados para sobretensiones por maniobra para tensiones mayores o iguales a
300 kV.
De acuerdo con lo señalado no se
verificará el aislamiento por sobretensiones de
maniobra; sin embargo, como parte de las etapas posteriores de ingeniería se debe
realizar esta verificación, además de la verificación frente a sobretensiones a frecuencia
industrial.
En cuanto a la zonificación de la línea, se ha efectuado el cálculo del aislamiento para
una altitud de 4000 m.s.n.m.
1.2
EVALUACIÓN POR LONGITUD DE FUGA
A. Criterios de Cálculo
El número preliminar de aisladores por cadena, requerida de acuerdo con las
condiciones de contaminación en la zona del proyecto se ha utilizado las siguientes
relaciones:
Donde:
Lf
: Longitud de fuga requerida de acuerdo con el nivel de contaminación mm
Vmax : Tensión máxima del sistema de fase a tierra (142 kV)
2
Lfe
: Longitud de fuga mínima recomendada en kV/mm
Na
: Número de aisladores por cadena
La
: Longitud de fuga de un aislador en mm
δ
: Densidad relativa del aire
P
: Presión del aire, en cm de Hg
T
: Temperatura del aire, en ºC
Lightning Impulse Withstand Level
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Para la aplicación de este cálculo es importante definir la longitud de fuga mínima
que se tomará en cuenta para los cálculos, y, en tal sentido se adoptará un valor a
partir de las longitudes recomendadas que se muestran en las Tabla 1.1 y 1.2.
TABLA 1.1 - LONGITUDES DE FUGA RECOMENDADOS SEGÚN IEC 60815
Longitud de Fuga Específica
Nivel de
contaminación
Según IEC 608151986 (mm/kV fase-fase)
Según IEC 60815-2008
(mm/kVfase-tierra)
22
Muy ligero
Ligero
16
28
Medio
20
35
Fuerte
25
44
Muy fuerte
31
55
TABLA 1.2 - LONGITUDES DE FUGA RECOMENDADOS SEGÚN EL DESIGN
MANUAL FOR HIGH VOLTAGES TRANSMISSION LINES*
Nivel de
contaminación
Muy ligero
Longitudes de Fuga Recomendadas
Longitud de Fuga
Concentración de
NaCl
Específica (mm/kVfase(mg/cm2)
tierra)
0 – 0,03
0 – 25,4
Ligero
0,03 – 0,06
25,4 – 31,75
Moderado
0,06 – 0,10
38,10 – 44,45
Fuerte
0,10 – 0,25
50,80 – 63,50
* Publicado por U.S. Department of Agriculture (Rural Utilities Service)
A partir de la evaluación de los valores recomendados y tomando en cuenta que a
lo largo de su recorrido la línea atraviesa zonas principalmente agrícolas, sin
presencia de industrias, alejadas del mar y con un periodo de lluvias entre los
meses de octubre y abril, se ha considerado utilizar una distancia de fuga mínima
de 28 kVfase-tierra/mm, correspondiente a un nivel de contaminación ligero.
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Parte: A
Revisión: 0
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B.
Resultados
Aplicando las relaciones indicadas en el literal A. se ha determinado la longitud de
fuga total requerida.
Asimismo, para los cálculos se ha utilizado el aislador tipo estándar clase IEC
60305 U120B que, de acuerdo con catálogos de fabricantes, tiene una longitud de
fuga 315 mm por aislador.
Los resultados obtenidos para las dos áreas de carga definidas son los que se
muestran en la Tabla 1.3.
TABLA 1.3 - RESULTADOS CON DISTANCIAS DE FUGA Y NÚMERO
DE AISLADORES
Altitud
msnm
4000*
Longitud
Distancia
Densidad
Nivel de
de Fuga
de fuga
Relativa
Contaminación Específica
requerida
δ
(mm/kV)
mm
Ligero
28
0,633
Aislador
Número
Distancia aisladores
por
Tipo
de fuga
cadena
(mm)
6281 U120B
315
20
* Se ha considerado como altitud media 4000 msnm.
De acuerdo con estos resultados las cadenas requerirían 20 unidades (6 300 mm
de longitud de fuga).
1.3
VERIFICACIÓN POR SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS
A. Criterios de Cálculo
Para la evaluación por sobretensiones atmosféricas se ha calculado la tensión de
contorneo (CFO) para la altitud a la que se ubica la línea, a partir de la tensión de
sostenimiento al impulso atmosférico (LIWL) definida en el apartado 1.1., a través
de la aplicación de la siguiente relación:
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Donde:
CFOL : Tensión de contorneo al impulso en la línea
LIWL0 : Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico (LIWL) hasta 1000
msnm
σ
: Desviación estándar (igual a 0,03 para el impulso tipo rayo)
δ
: Densidad relativa del aire, según la relación definida en el numeral 1.3
Una vez definida la tensión de contorneo al impulso (CFO) de la línea se ha
determinado la cantidad de aisladores requeridos a partir de información
proporcionada en catálogos de fabricantes, donde se indica la tensión de contorneo
de una cadena según el número de aisladores que la componen y las
características de los mismos; considerando que la tensión de contorneo de la
cadena sea mayor a la de la línea.
B.
Resultados
Luego de aplicar las relaciones y el procedimiento descrito en el literal A., utilizando
el mismo aislador elegido para evaluar la longitud de fuga, se obtienen los
resultados que se muestran en la Tabla 1.4.
TABLA 1.4 - RESULTADOS DE VERIFICACIÓN POR
ATMOSFÉRICO SEGÚN ÁREA DE CARGA
Altitud
msnm
4000
Densidad
relativa
del aire
δ
CFOL
kV
Tipo de
aislador
Aisladores
requeridos
por
cadena
0,633
1823
U120B
21
* Características eléctricas de la cadena de conformidad con la norma
fabricantes)
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ONDA
DE
IMPULSO
Tensión de contorneo a
onda de impulso de la
cadena (CFO)*
(+)
(-)
kV (pico)
kV (pico)
1825
1870
ANSI C.29.1 (según catálogos de
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Como se puede apreciar, de acuerdo con esta verificación se requiere un aislador
adicional, en relación con la cantidad determinada a partir del criterio de longitud de
fuga, por lo tanto la longitud de fuga anteriormente calculada, también se
incrementa.
1.4
DISTANCIAS EN AIRE
Para establecer la distancia de fase a tierra y de fase a fase se ha utilizado el valor de la
tensión de sostenimiento al impulso atmosférico (LIWL), corregido para la altitud de las
dos áreas de trabajo de la línea, y a partir del mismo se ha identificado la distancia
mínima según la correlación que establece la norma IEC60071-2 entre el LIWL y las
distancias de aire, con los resultados que se indican a continuación:
TABLA 1.5 - DISTANCIAS EN AIRE
1.5.
Area
LIWL
(kV)
D
(m)
4000
msnm
1631
3,26
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS AISLADORES
Las características técnicas relevantes de cada uno de los aisladores individuales
seleccionados para componer las cadenas serían las que se indican en la Tabla 1.6.
TABLA 1.6 - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL AISLADOR
SELECCIONADO
Característica
Unid.
Valores
Estándar U120B
(según IEC 60305)
Vidrio templado o
porcelana
Tipo de aislador
Material
Carga de rotura
kN
120
Paso (espaciamiento) por aislador
mm
146
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Característica
Unid.
Valores
Diámetro
mm
255
Longitud de fuga
mm
315
Tipo de conexión
Tensión soportada a frecuencia
industrial en seco
Tensión soportada a frecuencia
industrial bajo lluvia
Peso aproximado
1.6
16A
kV
70
kV
40
kg
3,8
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LAS CADENAS DE AISLADORES
A partir de los resultados obtenidos las cadenas de suspensión y ángulos menores
estarían conformadas por 21 aisladores, con las características que se indican en la
Tabla 1.8.
TABLA 1.8 -
CARACTERÍSTICAS DE CADENAS DE SUSPENSIÓN
Característica
Unid.
Número de aisladores por cadena
Longitud de fuga de la cadena
Cadenas de
suspensión
21
mm
6615
Tensión soportada a frecuencia kV
industrial en seco
Tensión soportada a frecuencia kV
industrial bajo lluvia
Tensión de contorneo a onda de
impulso
Positiva
kVp
1100
Negativa
kVp
810
1825
1870
En el caso estructuras de ángulos mayores se considerará un aislador adicional y en el
caso de estructuras terminales y de anclajes se considerará dos aisladores adicionales.
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2.0
VERIFICACIÓN MECÁNICA DE LOS AISLADORES
Para la verificación mecánica de los aisladores se debe cumplir que la fuerza resultante
debido a las cargas transversales y verticales a las que está sometida la cadena, en las
condiciones de trabajo más desfavorables, no supere el 50% de su carga nominal de
rotura, es decir que se cumpla la siguiente relación:
Donde:
CR
:
carga de rotura nominal de la cadena de aisladores
Ft
:
Fuerza transversal total
Fv
:
Fuerza vertical total
De manera similar, en el caso de las cadenas de anclaje, el máximo tiro mecánico al que
estarán sometidos los aisladores, en la condición de trabajo más desfavorable, tampoco
debe superar el 50% de su carga nominal de rotura, es decir, se debe cumplir la siguiente
relación:
Donde:
Ft
: Fuerza longitudinal
Esta verificación debe ser realizada sobre la base del cálculo mecánico de
los
conductores de fase y las hipótesis de trabajo establecidas de acuerdo con lo señalado
en la Sección 25 del CNE Suministro para las áreas de carga del proyecto.
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 4-9
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANEXO Nº 5
REPORTES DE CALCULO DE TASA DE FALLAS
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
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Anexo 5-0
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
FLASH 2.01
Title
GFD [per sq km]
Span [m]
Conductors
Diameter [mm]
Sag [m]
Index
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Tower Model
Height
Base Diameter
-not used-not used-not used-
LT 220KV PUNO-JULIACA-AZANGARO
4.02
English Units
360
27.74
11.07
X [m]
-5.6
5.6
-6.6
Y [m]
31.8
27.7
24
# Bundled
Spacing [mm]
SI [m]
3
3
3
Details to Log File:
Metric Units
kV
220
220
220
2
457
Angle
0
120
240
c:\pls\flash1p10.out
Log File:
AC/DC?
ac
ac
ac
Shield Wires
Diameter [mm]
Sag [m]
Index
1
2
11
9.4
X [m]
-5.3
5.3
Exposed Conductors
Index
Conductor
1
1
2
2
3
3
4
Footing Resistances
Percentage (*) Ohms
100
1 - Cone
35
6
4
2
70
[m]
[m]
[m]
[m]
[m]
Do Not Edit:
1 - Cone
2 - H Frame
3 - Cylinder
4 - Waist
Y [m]
35
35
Shield Wire
1
2
1
Shielding Angles
Required
Actual
15.68
3.98
19.23
2.04
22.60
6.13
Flashover Rates
Backflash
30 Shielding Failure
Total
1.71 /100 km/yr
0.00 /100 km/yr
1.71 /100 km/yr
Version 2.01 - November 2011
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 5-1
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
*** Start Shielding Analysis ***
GFD =
4.02
Flashes to Line =
99.28
Idx
Beta
Icrit
1
0.86
10.22
2
0.86
10.59
3
0.86
11.04
*** End Shielding Analysis
***
*** Start Backflash Analysis ***
TS =
1.333
ZT = 168.42
TU = 0.1373
TV = 3997.28
RC = 0.5498
EC = 0.0796
GZ = 400.88
GC = 257.41
ZI =
72.95
Idx
CF
F2
F6
TA
1 0.5616 2220.7 1755.0 0.0125
2 0.4346 2220.7 1755.0 0.0286
3 0.3479 2220.7 1755.0 0.0431
*** Section 1 ( 100.00% of line)
FR =
10.00
ZW =
56.12
SS =
0.31
Idx
I2
I6
Icrit
Prob
1
7.49
3.61 296.39
0.0
2
8.75
4.65 253.81
33.3
3
9.35
5.36 237.59
66.7
*** End Backflash Analysis
***
IcrAvg
0.00
238.82
231.46
BFrate
0.00
0.10
0.21
*** Summary of Results
*************************************************
Flashovers per 100 km per year:
BFR =
0.31
SFFR =
0.00
TFR =
0.31
Shielding Angles [PhaseIdx, ShieldIdx, Required, Actual]:
1 1
15.68
3.98
2 2
19.23
2.04
3 1
22.60
6.13
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
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Anexo 5-2
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Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
*** Start Shielding Analysis ***
GFD =
4.02
Flashes to Line =
99.28
Idx
Beta
Icrit
1
0.86
10.22
2
0.86
10.59
3
0.86
11.04
*** End Shielding Analysis
***
*** Start Backflash Analysis ***
TS =
1.333
ZT = 168.42
TU = 0.1373
TV = 3997.28
RC = 0.5498
EC = 0.0796
GZ = 400.88
GC = 257.41
ZI =
72.95
Idx
CF
F2
F6
TA
1 0.5616 2220.7 1755.0 0.0125
2 0.4346 2220.7 1755.0 0.0286
3 0.3479 2220.7 1755.0 0.0431
*** Section 1 ( 100.00% of line)
FR =
15.00
ZW =
52.86
SS =
0.56
Idx
I2
I6
Icrit
Prob
1
9.06
4.95 245.14
0.0
2
10.83
6.39 205.06
28.9
3
11.79
7.37 188.28
71.1
*** End Backflash Analysis
***
IcrAvg
0.00
192.34
184.14
BFrate
0.00
0.15
0.41
*** Summary of Results
*************************************************
Flashovers per 100 km per year:
BFR =
0.56
SFFR =
0.00
TFR =
0.56
Shielding Angles [PhaseIdx, ShieldIdx, Required, Actual]:
1 1
15.68
3.98
2 2
19.23
2.04
3 1
22.60
6.13
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
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Anexo 5-3
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
*** Start Shielding Analysis ***
GFD =
4.02
Flashes to Line =
99.28
Idx
Beta
Icrit
1
0.86
10.22
2
0.86
10.59
3
0.86
11.04
*** End Shielding Analysis
***
*** Start Backflash Analysis ***
TS =
1.333
ZT = 168.42
TU = 0.1373
TV = 3997.28
RC = 0.5498
EC = 0.0796
GZ = 400.88
GC = 257.41
ZI =
72.95
Idx
CF
F2
F6
TA
1 0.5616 2220.7 1755.0 0.0125
2 0.4346 2220.7 1755.0 0.0286
3 0.3479 2220.7 1755.0 0.0431
*** Section 1 ( 100.00% of line)
FR =
20.00
ZW =
49.78
SS =
0.87
Idx
I2
I6
Icrit
Prob
1
10.52
6.09 211.01
0.0
2
12.78
7.85 173.83
24.4
3
14.08
9.05 157.68
75.6
*** End Backflash Analysis
***
IcrAvg
0.00
162.60
154.80
BFrate
0.00
0.19
0.68
*** Summary of Results
*************************************************
Flashovers per 100 km per year:
BFR =
0.87
SFFR =
0.00
TFR =
0.87
Shielding Angles [PhaseIdx, ShieldIdx, Required, Actual]:
1 1
15.68
3.98
2 2
19.23
2.04
3 1
22.60
6.13
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
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Anexo 5-4
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
*** Start Shielding Analysis ***
GFD =
4.02
Flashes to Line =
99.28
Idx
Beta
Icrit
1
0.86
10.22
2
0.86
10.59
3
0.86
11.04
*** End Shielding Analysis
***
*** Start Backflash Analysis ***
TS =
1.333
ZT = 168.42
TU = 0.1373
TV = 3997.28
RC = 0.5498
EC = 0.0796
GZ = 400.88
GC = 257.41
ZI =
72.95
Idx
CF
F2
F6
TA
1 0.5616 2220.7 1755.0 0.0125
2 0.4346 2220.7 1755.0 0.0286
3 0.3479 2220.7 1755.0 0.0431
*** Section 1 ( 100.00% of line)
FR =
25.00
ZW =
46.86
SS =
1.24
Idx
I2
I6
Icrit
Prob
1
11.90
7.05 186.65
0.0
2
14.60
9.10 152.12
21.1
3
16.23
10.49 136.84
78.9
*** End Backflash Analysis
***
IcrAvg
0.00
141.85
134.77
BFrate
0.00
0.24
1.01
*** Summary of Results
*************************************************
Flashovers per 100 km per year:
BFR =
1.24
SFFR =
0.00
TFR =
1.24
Shielding Angles [PhaseIdx, ShieldIdx, Required, Actual]:
1 1
15.68
3.98
2 2
19.23
2.04
3 1
22.60
6.13
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
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Anexo 5-5
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
*** Start Shielding Analysis ***
GFD =
4.02
Flashes to Line =
99.28
Idx
Beta
Icrit
1
0.86
10.22
2
0.86
10.59
3
0.86
11.04
*** End Shielding Analysis
***
*** Start Backflash Analysis ***
TS =
1.333
ZT = 168.42
TU = 0.1373
TV = 3997.28
RC = 0.5498
EC = 0.0796
GZ = 400.88
GC = 257.41
ZI =
72.95
Idx
CF
F2
F6
TA
1 0.5616 2220.7 1755.0 0.0125
2 0.4346 2220.7 1755.0 0.0286
3 0.3479 2220.7 1755.0 0.0431
*** Section 1 ( 100.00% of line)
FR =
30.00
ZW =
44.09
SS =
1.67
Idx
I2
I6
Icrit
Prob
1
13.19
7.89 168.40
0.0
2
16.31
10.17 136.15
18.9
3
18.24
11.73 121.73
81.1
*** End Backflash Analysis
***
IcrAvg
0.00
126.82
120.10
BFrate
0.00
0.28
1.39
*** Summary of Results
*************************************************
Flashovers per 100 km per year:
BFR =
1.67
SFFR =
0.00
TFR =
1.67
Shielding Angles [PhaseIdx, ShieldIdx, Required, Actual]:
1 1
15.68
3.98
2 2
19.23
2.04
3 1
22.60
6.13
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
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Anexo 5-6
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANEXO Nº 6
GEOMETRÍA DE ESTRUCTURAS
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951210.doc
Anexo 6-0
PEPSA TECSULT
MIEMBRO DE
TECSULT AECOM
611-4100
-
628-9722
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Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANEXO Nº 7
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
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Anexo 7-0
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9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte: A
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
TABLA 232-1 ajustadas: Distancias de seguridad vertical sobre superficies en metros
Item
Naturaleza de superficie
D básica
23 kV
D correg
245 kV
D corr
4000 msnm
Considerada
220 kV
1
2a
2b
3
4
5a
5b
6
A cruces
Vías férreas de ferrocarriles
Carreteras, avenidas sujetas a tráfico camiones
Caminos, calle y otras areas a tráfico camiones
Calzadas, zona de parqueo, y callejones
Otros terrenos recorridos por vehículos
Espacios y vías peatonales no transitables
Calles y caminos en zonas rurales
Aguas no navegables
8.0
7.0
6.5
6.5
6.5
5.0
6.5
7.0
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.89
2.89
2.89
2.89
2.89
2.89
2.89
2.89
10.9
9.9
9.4
9.4
9.4
7.9
9.4
9.9
8a
8b
A lo largo y dentro de la franja de servidumbe
Carreteras y avenidas
Caminos calles o callejones
6.5
6.0
2.22
2.22
2.89
2.89
9.4
8.9
8c
8d
Espacios y vias no transitables x vehículos
Calles y caminos en zonas rurales
5.0
5.0
2.22
2.22
2.89
2.89
7.9
7.9
TABLA 233-1 ajustadas: Distancias seguridad vertical entre conductores diferentes estructuras en metros
233.C
1
2
3
4
Nivel inferior
Retenidas, alambres neutros, cables de guarda
Comunicaciones: retenidas, conductores y cables
Cables, autoportantes BT y MT
Conductores desnudos hasta 750 V
Nivel superior : Conductor de suministro
D básica
D correg
D corr
23 kV
245 kV
4000 msnm
1.20
1.80
1.20
1.20
2.22
2.22
2.22
2.22
Considerada
220 kV
2.89
2.89
2.89
2.89
4.1
4.7
4.1
4.1
5
Conductores desnudos hasta 23 kV
1.20
2.22
2.89
4.1
6
Conductores desnudos 33 kV
1.32
2.22
2.89
4.2
7
Conductores desnudos 66 kV
1.70
2.22
2.89
4.6
8
Conductores desnudos 138 kV
2.42
2.22
2.89
5.3
9
Conductores desnudos 220 kV
3.42
2.22
2.89
6.3
TABLA 234-1 ajustadas: Distancias seguridad vertical/horizontal de conductores a instalaciones
Nivel superior : Conductor de suministro
Naturaleza de superficie
234
1
1a
1b
1c
Edificaciones
Horizontal : Paredes, balc, ventanas, fácil acceso (*)
Vertical : techos, balcones, barandas accesibles o no accesibles a peatones
Vertical: sobre techos accesibles a vehículos
Considerada
D básica
23 kV
D correg
245 kV
D corr
4000 msnm
220 kV
2.50
4.00
6.50
2.22
2.22
2.22
2.89
2.89
2.89
5.4
6.9
9.4
2
Letreros, chimeneas, carteles, anteas de radtio y tv, etc
2a
Horizontal: (*)
2.50
2.22
2.89
5.4
2b
Vertical: sobre pasillos y otros donde transite personal
4.00
2.22
2.89
6.9
23c
Vertical: sobre otros no accesibles a peatones
3.50
2.22
2.89
6.4
(*) Con viento: ver regla 234.D.1.b
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
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Anexo 7-1
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I – Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte B
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANTEPROYECTO “LINEA DE TRANSMISION EN 220 kV
PUNO – JULIACA – AZANGARO Y SUBESTACIONES”
INFORME FINAL
VOLUMEN I
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kV PUNO-JULIACA-AZÁNGARO
N° 9-539-5-002-0
PARTE B
PLANOS
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951220.doc
i
COES SINAC
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
9-539-5-002-0
Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones
Informe Final
Volumen I – Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro
Parte B
Revisión: 0
Fecha: 03-04-2012
ANTEPROYECTO “LINEA DE TRANSMISION EN 220 kV
PUNO – JULIACA – AZANGARO Y SUBESTACIONES”
INFORME FINAL
VOLUMEN I
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kV PUNO-JULIACA-AZÁNGARO
N° 9-539-5-002-0
INDICE DE PLANOS
ITEM
DESCRIPCION
N° DE PLANO
N°
REV.
ARCHIVO
HOJA
1
Ubicación Geográfica
del Proyecto
9539-GE-002
1/1
0
953960120.dwg
2
Línea de Transmisión
– Trazo de Ruta
9539-LT-001
1/1
0
953960120.dwg
3
Geometría de Torres
Típicas
9539-LT-002
1/1
0
953960120.dwg
PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A.
953951220.doc
ii
PEPSA TECSULT
MIEMBRO DE
TECSULT AECOM
611-4100
-
628-9722
PEPSA TECSULT
MIEMBRO DE
TECSULT AECOM
611-4100
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628-9722
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MIEMBRO DE
TECSULT AECOM
611-4100
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