LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kV PUNO-JULIACA-AZÁNGARO

COES SINAC 9-539-5-002-0 Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones Parte:A Informe Final Revisión: 0 Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno–Juliaca-Azángaro Fecha: 03-04-2012

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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 N° 9-539-5-003-0 PARTE A RESUMEN DEL ANTEPROYECTO PARTE B PRESUPUESTO DEL PROYECTO VOLUMEN I: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kV N° 9-539-5-002-0 PUNO-JULIACA-AZÁNGARO PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA PARTE B PLANOS VOLUMEN II: SUBESTACIONES EN 220 kV N° 9-539-5-004-0 PUNO-JULIACA-AZÁNGARO PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA PARTE B PLANOS VOLUMEN III: SISTEMAS DE TELECOMUNICACIONES Y N° 9-539-5-005-0 CONTROL PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA PARTE B PLANOS

COES SINAC 9-539-5-002-0 Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones Parte: A Informe Final Revisión: 0 Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno–Juliaca-Azángaro Fecha: 03-04-2012

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INFORME FINAL

VOLUMEN I


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INDICE

PARTE A : MEMORIA DESCRIPTIVA PARTE B : PLANOS

COES SINAC 9-539-5-002-0 Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones Parte: A Informe Final Revisión: 0 Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno–Juliaca-Azángaro Fecha: 03-04-2012

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INFORME FINAL

VOLUMEN I


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PARTE A

MEMORIA DESCRIPTIVA

COES SINAC 9-539-5-002-0 Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones Parte: A Informe Final Revisión: 0 Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro Fecha: 03-04-2012

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LINEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV PUNO – JULIACA – AZANGARO

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PARTE A: MEMORIA DESCRIPTIVA

ÍNDICE PAG.

CONTENIDO

1.0 GENERALIDADES...........................................................................................1

1.1 Introducción ...........................................................................................1 1.2 Objetivo del Informe...............................................................................2 1.2 Documentos de Referencia ....................................................................2 1.3 Ubicación del Proyecto ...........................................................................3 1.4 Características de la Línea de Transmisión Proyectada........................3 1.6 Características Climatológicas y Ambientales .......................................4 1.7 Ancho de la Franja de Servidumbre:.......................................................5

2.0 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES..............................5

2.1 Línea de Transmisión en 220 kV Moquegua – Puno (L-2030) ..............5 2.2 Línea de Transmisión en 138 kV Puno – Juliaca (L-1012) ....................6 2.3 Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – Juliaca (L-1011) .............6 2.4 Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – Ayaviri –

Tintaya (L-1006) ....................................................................................7 2.5 Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – San Gabán II (L-

1009/1010) ............................................................................................7

3.0 CRITERIOS DE INGENIERÍA ..........................................................................8

3.1 Normas Aplicables.................................................................................8 3.2 Criterios de Operación...........................................................................8 3.3 Condiciones de Servicio ........................................................................8 3.4 Selección del Trazo de Ruta..................................................................9

3.4.1 Criterios Generales de Selección ...............................................9 3.4.2 Criterios Adicionales de Selección..............................................9

3.5 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



3.6 Criterios de Selección de los Cables de Guarda .................................12 3.7 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

3.8 Tasa de Falla esperada por Descargas Atmosféricas .........................14 3.8.1 Criterios Generales de Cálculo ...............................................15 3.8.2 Resultados del Cálculo............................................................16

3.9 Criterios de Selección de Estructuras..................................................16 3.10 Criterios de Selección de Puesta a Tierra ...........................................18

3.10.1 Criterios Generales .................................................................18 3.10.2 Configuraciones de Puestas a Tierra ......................................18

3.11 Distancias de Seguridad Verticales .....................................................19 3.12 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

3.13 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

4.0 LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220KV PUNO – JULIACA - AZANGARO ......32

4.1 Coordenadas del Trazo de Ruta preliminar...........................................32 4.2 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

4.3 Cables de Guarda................................................................................34 4.4 Aislamiento de la Línea .......................................................................35 4.5 Estructuras de la Línea........................................................................36 4.6 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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INFORME FINAL

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.



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).



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 y 390 000 Este

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

Tramo Juliaca – Azángaro

:

:

31 Km

83 Km

Tensión Nominal : 220 Kv



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

Máxima Velocidad

de Viento : 104 km/h (de acuerdo al CNE – Tabla 250-1.B)

Nivel ceráunico : 40 días – tormenta / año

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.



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.



2.2 Línea de Transmisión en 138 kV Puno – Juliaca (L-1012)


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.


anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera.

2.3 Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – Juliaca (L-1011)



mm².








La línea entró en operación en 1992.



2.4 Línea de Transmisión en 138 kV Azángaro – Ayaviri – Tintaya (L-1006)



mm².








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


mm².










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



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:



• 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.

• La obtención de la Concesión Definitiva de Transmisión Eléctrica.

3.5 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.



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



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:



Altura de la estructura (m)

Ángulo de apantallamiento

máximo recomendado* 28 30º

30 26º

35 21º

* 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

(LIWL1)

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 atmosférica de 101,3 kPa), por lo que para condiciones

distintas deben ser corregidos.

1 Lightning Impulse Withstand Level



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.

• Verificación la resistencia mecánica de los aisladores utilizados.

3.8 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

Fallas de Origen Atmosférico de un circuito/100 km/año Nivel de Tensión

(kV)

Por falla de blindaje Total (Ver Nota)

220 0,01 ≤ 2

Nota: 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).



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.



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

/100 km/año NS, desconexiones

/100 km/año 10 0,31 0,031 15 0,56 0,056 20 0,87 0,087 25 1,24 0,124 30 1,67 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).



• 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.



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.



• 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:

SfVKPv ∗∗=2

Donde:



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



HIPÓTESIS Nº 3 : SOLO HIELO

Temperatura : 0 ºC


Espesor de Hielo : 6 mm


HIPÓTESIS Nº 4 : VIENTO MEDIO y HIELO

Temperatura : 0 ºC

Presión del viento : 96 Pa (52 km/h)

Espesor de Hielo : 3 mm


HIPÓTESIS Nº 5 : TEMPERATURA MÁXIMA (Flecha Máxima)

Temperatura máxima : 75 ºC + CREEP (*)


HIPÓTESIS Nº 6 : OSCILACION DE CADENA DE SUSPENSION

Temperatura : 25 ºC


(*) 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:



- 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




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


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.



Temperatura media


Hipótesis I : Tendido de Conductor

Tendido de conductor con EDS inicial, que permitirá verificar las cargas verticales sobre

la cruceta.

Temperatura media


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


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


Presión de viento máximo transversal al eje de la línea aplicado sobre conductores de

fase, cables de guarda y aisladores


Conductores de fase y cables de guarda sanos

Hipótesis B : Condición de arranque (tiro hacia arriba)

Tiro hacia arriba, en arranque (vano gravante negativo)



Presión de viento máximo transversal al eje de la línea aplicado sobre conductores de

fase, cables de guarda y aisladores.


Conductores de fase y cables de guarda sanos.




Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos







Hipótesis E, F y G : Rotura de fase superior, inferior derecha e inferior izquierda


Temperatura media


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.



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


Hipótesis I : Tendido de conductor

El tendido se efectuará en condición EDS inicial

Temperatura media


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.


El tendido se efectuará en condición EDS del cable de guarda

Temperatura media


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




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.


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 E, F y G : Rotura de fase superior, inferior derecha e inferior izquierda


Rotura de conductor de fase superior, fase inferior derecha y fase inferior izquierda




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


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


Hipótesis I : Tendido de conductor

El tendido del conductor se efectuará en condición EDS inicial.

Temperatura media



tendido de conductor (30° respecto a la horizontal) y más 250 kg por el peso de operarios

y herramientas.


El tendido se efectuará en condición EDS del cable de guarda

Temperatura media





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:

- Estructuras Metálicas : 1,00

3.13 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



� 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



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.



4.0 LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220KV PUNO – JULIACA - AZANGARO

4.1 Coordenadas del Trazo de Ruta preliminar

COORDENADAS UTM WGS84

VERTICE Distancia Distancia ESTE NORTE COTA

Parcial (m) Acumulada

(m) (m) (m) (m.s.n.m.)

SE PUNO 0.0 0.0 387354.2 8249412.0 4153 V-1A 105.5 105.5 387367.0 8249516.7 4153 V-2A 789.5 895.0 387667.0 8250247.0 4080 V-3A 9022.8 9917.8 386433.0 8259185.0 3889 V-4A 14905.0 24822.8 382099.0 8273446.0 3828 V-5A 4922.7 29745.5 382479.7 8278354.0 3830

SE JULIACA 1 68.0 29813.6 382547.0 8278344.0 3830 V-1B 28.4 29842.0 382552.0 8278372.0 3830 V-2B 603.5 30445.6 382595.0 8278974.0 3833 V-3B 7176.6 37622.2 382500.0 8286150.0 3831 V-4B 3482.4 41104.6 382805.0 8289619.0 3829 V-5B 877.9 41982.5 382242.5 8290293.0 3831 V-6B 1815.7 43798.2 380739.0 8291311.0 3832 V-7B 1132.2 44930.3 379609.0 8291381.0 3835 V-8B 2375.6 47306.0 377348.0 8292110.0 3835 V-9B 3047.1 50353.0 376419.0 8295012.0 3835 V-10B 5622.9 55975.9 374246.0 8300198.0 3916 V-11B 2669.4 58645.3 372423.0 8302148.0 3852 V-12B 754.3 59399.6 371758.0 8302504.0 3809 V-13B 4122.8 63522.5 370716.0 8306493.0 3843 V-14B 11059.4 74581.9 365079.0 8316008.0 3867 V-15B 7635.0 82216.9 362312.0 8323124.0 3887 V-16B 11291.7 93508.6 366176.0 8333734.0 4046 V-17B 10200.4 103709.1 372974.0 8341339.0 3852 V-18B 5759.9 109468.9 371241.0 8346832.0 3861 V-19B 57.0 109526.0 371186.0 8346817.0 3855 V-20B 261.3 109787.2 371106.9 8347066.0 3868 V-21B 3048.2 112835.4 370421.0 8350036.0 3861 V-22B 227.2 113062.6 370268.0 8350204.0 3861 V-23B 512.5 113575.1 370147.0 8350702.0 3862

SE AZANGARO 15.1 113590.2 370145.0 8350717.0 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.



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

- Aluminio 1350-H19 : 33 x 3,96 mm

- Aleación de Aluminio 6201-T81 : 4 x 3,96 mm

• Diámetro total del cable : 27,74 mm

• Resistencia eléctrica DC a 20ºC : 0,0641 Ohm/km

• Peso : 1257 kg/km

• Coeficiente de variación de la resistencia: 0,000023 ºC-1

• Carga de rotura : 7694 kg

• Módulo de Elasticidad : 56,33 N/mm2

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:



Tensión de Condición Temperatura Capacidad del Conductor Servicio de Conductor Conductor

kV Operación ºC Amperios MVA

ACAR 2x900 mm2

220

Normal 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) 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

b) Cable de Guarda de Fibra Óptica (OPGW)

• Diámetro nominal del cable : 14,00 mm

• Aproximación total de la sección : 115,2 mm2

• Armadura exterior : con hilos de alumoweld y

aleación de aluminio

• Peso aproximado del cable : 641 kg/km



• 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

4.4 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. Valores

Tipo de aislador Estándar U120B (según IEC 60305)

Material Vidrio templado o porcelana Carga de rotura kN 120 Paso (espaciamiento) por aislador mm 146 Diámetro mm 255 Longitud de fuga mm 315 Tipo de conexión 16A Tensión soportada a frecuencia industrial en seco

kV 70

Tensión soportada a frecuencia industrial bajo lluvia

kV 40

Peso aproximado kg 3,8



4.5 Estructuras de la Línea

a) 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°

AT1

Anclaje Angular / Terminal

30°– 65°/30°

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:



• 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.


PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. Anexos 953951210.doc

ANEXOS


PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. Anexo 1-0 953951210.doc

ANEXO Nº 1

UBICACIÓN GEOGRAFICA DEL PROYECTO

628-9722611-4100 -

AV. REPUBLICA DE PANAMA N°3635, CUARTO PISO, LIMA 27 - PERU

MIEMBRO DE

PEPSA TECSULTTECSULT AECOM



ANEXO Nº 2

TRAZO DE RUTA Y VISTAS GOOGLE EARTH DE VERTICES DE LA LÍNEA

628-9722611-4100 -


MIEMBRO DE




VISTA GENERAL DE TRAZO DE RUTA PROYECTADO: TRAMO AZANGARO - JULIACA

Nueva SE Azángaro 220/138kV

Nueva SE Juliaca 220/138kV



VISTA GENERAL DE TRAZO DE RUTA PROYECTADO: TRAMO PUNO - JULIACA

Nueva SE Juliaca 220/138kV

SE Puno 220/138/60kV



VISTA DE SUBESTACION PUNO Y SALIDA DE LINEA 220KV HACIA SE JULIACA

LT 220 kV Puno ‐ Juliaca (Proyecto)

Ampliación de

Patio 220 kV

LT 138 kV Puno ‐ Juliaca

LT 220 kV Moquegua ‐ Puno

PORTICO



VISTA DE SUBESTACION PUNO Y UBICACIÓN DE VÉRTICES V-1A Y V-2A


SE Puno 220/138/60kV

V‐1A

PORTICO

V‐2A



VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-3A

V‐3A LT 138 kV Puno ‐ Juliaca

Carretera Puno ‐ Juliaca



VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-4A

V‐4A


Carretera Puno ‐ Juliaca



VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-5A, V-1B, V-2B Y DE NUEVA SUBESTACIÓN JULIACA 220/138KV

V‐5A


Nueva SE Juliaca 220/138kVV‐1B

V‐2B



VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-3B

JULIACA V‐3B

SE Juliaca 138Kv Existente


LT 138 kV Juliaca‐Azangaro



VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-4B Y V-5B

V‐4B

V‐5B



VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-5B, V-7B Y V-8B

V‐6B

V‐7B

V‐8B


Carretera Juliaca ‐ Azangaro




V‐9B





V‐10B





V‐11B

V‐12B





V‐13B





V‐14BLT 138 kV Juliaca‐Azangaro




V‐15B





V‐16B





V‐17B


Vía interoceánica



VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICES V-18B, V-19B Y V-20B, CRUCE DE LT 138KV EXISTENTE

V‐18B

V‐19B


V‐20B

Vía interoceánica




V‐21B

V‐22B LT 138 kV Juliaca‐Azangaro

Vía interoceánica



VISTA DE UBICACIÓN DE VÉRTICE V-23B Y DE NUEVA SUBESTACION AZANGARO 220/138 KV

V‐23B


Nueva SE Azángaro 220/138kV

SE Azángaro 138kV Existente



ANEXO Nº 3

SELECCIÓN PRELIMINAR DE CONDUCTORES



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



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



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 738-

1993), 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



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)

o Hora : Mediodía

o Tipo de atmósfera : Clara sin nubes

o Coeficiente de absorción : 0,5

o Coeficiente de emisividad : 0,5

D. 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*

Formación Conductores Evaluados

Sección mm2

Al

Aleac.

Al

Diámetro total mm

Resistencia DC a 20ºC Ohm/km

Resistencia AC a 25ºC Ohm/km

Resistencia AC a 75ºC Ohm/km

ACAR-2x500MCM 2x253 15x4,12 4x4,12 20,60 0,1172 0,1205 0,1433 ACAR-2x600MCM 2x304 15x4,51 4x4,51 22,57 0,0977 0,1007 0,1197 ACAR-2x900MCM 2x456 33x3,96 4x3,96 27,74 0,0641 0,0671 0,0796 ACAR-1x1800MCM 1x912 42x4,36 19x4,36 39,27 0,033 0,03609 0,04199

* Información obtenida de catálogos de fabricantes



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 13.159 (Watt/m)

Radiation cooling is 12.448 (Watt/m)

Convective cooling is 45.416 (Watt/m)

Given a maximum conductor temperature of 75.0 (deg C),

The steady-state thermal rating is 558.5 amperes








10 am to 2 pm.








121 deg.)


Atmosphere is CLEAR



Conductor description: 600 kcmil 30/7 Strands ACAR














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.





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.)


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

















10 am to 2 pm.








121 deg.)


Atmosphere is CLEAR



Conductor description: ACAR 1800MCM 48x13












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

Tensión de Condición Temperatura Capacidad del Capacidad Conductor Servicio de Conductor Conductor Total

kV Operación ºC Amperios MVA MVA ACAR-2x500MCM 220 Normal 75 559 213 426 ACAR-2x600MCM 220 Normal 75 625 238 476 ACAR-2x900MCM 220 614

Normal 75 807 307

ACAR-1800MCM 220 461

Normal 75 1211 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



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



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��= ��

�2

�� 75℃��

�� 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

Conductor 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

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.



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.



ANEXO Nº 4

CALCULOS DE SELECCIÓN DE AISLAMIENTO



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



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 : 220 kV

- Tensión máxima del sistema : 245 kV

- Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico (LIWL2) : 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



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)

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

2 Lightning Impulse Withstand Level



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 60815-1986 (mm/kV fase-fase)

Según IEC 60815-2008 (mm/kVfase-tierra)

Muy ligero 22

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*

Longitudes de Fuga Recomendadas Nivel de

contaminación Concentración de

NaCl (mg/cm2)

Longitud de Fuga Específica (mm/kVfase-

tierra)

Muy ligero 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.



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

Aislador

Altitud

msnm

Nivel de

Contaminación

Longitud

de Fuga

Específica

(mm/kV)

Densidad

Relativa

δ

Distancia

de fuga

requerida

mm Tipo

Distancia

de fuga

(mm)

Número

aisladores

por

cadena

4000* Ligero 28 0,633 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:



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 ONDA DE IMPULSO

ATMOSFÉRICO SEGÚN ÁREA DE CARGA

Tensión de contorneo a

onda de impulso de la

cadena (CFO)*

Altitud

msnm

Densidad

relativa

del aire

δ

CFOL

kV

Tipo de

aislador

Aisladores

requeridos

por

cadena (+)

kV (pico)

(-)

kV (pico)

4000 0,633 1823 U120B 21 1825 1870

* Características eléctricas de la cadena de conformidad con la norma ANSI C.29.1 (según catálogos de fabricantes)



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

LIWL D Area

(kV) (m)

4000

msnm 1631 3,26

1.5. 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


Tipo de aislador Estándar U120B (según IEC 60305)

Material Vidrio templado o porcelana

Carga de rotura kN 120

Paso (espaciamiento) por aislador mm 146




Diámetro mm 255

Longitud de fuga mm 315

Tipo de conexión 16A

Tensión soportada a frecuencia industrial en seco

kV 70


kV 40

Peso aproximado kg 3,8

1.6 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. Cadenas de suspensión

Número de aisladores por cadena 21

Longitud de fuga de la cadena mm 6615

Tensión soportada a frecuencia industrial en seco

kV 1100


kV 810

Tensión de contorneo a onda de impulso

Positiva kVp 1825

Negativa kVp 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.



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.



ANEXO Nº 5

REPORTES DE CALCULO DE TASA DE FALLAS



FLASH 2.01

Title LT 220KV PUNO-JULIACA-AZANGAROGFD [per sq km] 4.02Span [m] 360 Log File: c:\pls\flash1p10.out

Conductors Shield WiresDiameter [mm] 27.74 # Bundled 2 Diameter [mm] 11Sag [m] 11.07 Spacing [mm] 457 Sag [m] 9.4Index X [m] Y [m] SI [m] kV Angle AC/DC? Index X [m] Y [m]

1 -5.6 31.8 3 220 0 ac 1 -5.3 352 5.6 27.7 3 220 120 ac 2 5.3 353 -6.6 24 3 220 240 ac4 Exposed Conductors Shielding Angles5 Index Conductor Shield Wire Required Actual6 1 1 1 15.68 3.987 2 2 2 19.23 2.048 3 3 1 22.60 6.139 4

1011 Footing Resistances Flashover Rates12 Percentage (*) Ohms Backflash 1.71 /100 km/yr

100 30 Shielding Failure 0.00 /100 km/yrTower Model Do Not Edit: Total 1.71 /100 km/yrHeight 35 [m] 1 - Cone

Base Diameter 6 [m] 2 - H Frame

-not used- 4 [m] 3 - Cylinder

-not used- 2 [m] 4 - Waist

-not used- 70 [m]

Version 2.01 - November 2011

English Units Metric Units

1 - Cone

Details to Log File:



*** 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 IcrAvg BFrate

1 7.49 3.61 296.39 0.0 0.00 0.00

2 8.75 4.65 253.81 33.3 238.82 0.10

3 9.35 5.36 237.59 66.7 231.46 0.21

*** End Backflash Analysis ***

*** 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




GFD = 4.02


Idx Beta Icrit

1 0.86 10.22

2 0.86 10.59

3 0.86 11.04



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


FR = 15.00

ZW = 52.86

SS = 0.56


1 9.06 4.95 245.14 0.0 0.00 0.00

2 10.83 6.39 205.06 28.9 192.34 0.15

3 11.79 7.37 188.28 71.1 184.14 0.41



*************************************************


BFR = 0.56

SFFR = 0.00

TFR = 0.56


1 1 15.68 3.98

2 2 19.23 2.04

3 1 22.60 6.13




GFD = 4.02


Idx Beta Icrit

1 0.86 10.22

2 0.86 10.59

3 0.86 11.04



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


FR = 20.00

ZW = 49.78

SS = 0.87


1 10.52 6.09 211.01 0.0 0.00 0.00

2 12.78 7.85 173.83 24.4 162.60 0.19

3 14.08 9.05 157.68 75.6 154.80 0.68



*************************************************


BFR = 0.87

SFFR = 0.00

TFR = 0.87


1 1 15.68 3.98

2 2 19.23 2.04

3 1 22.60 6.13




GFD = 4.02


Idx Beta Icrit

1 0.86 10.22

2 0.86 10.59

3 0.86 11.04



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


FR = 25.00

ZW = 46.86

SS = 1.24


1 11.90 7.05 186.65 0.0 0.00 0.00

2 14.60 9.10 152.12 21.1 141.85 0.24

3 16.23 10.49 136.84 78.9 134.77 1.01



*************************************************


BFR = 1.24

SFFR = 0.00

TFR = 1.24


1 1 15.68 3.98

2 2 19.23 2.04

3 1 22.60 6.13




GFD = 4.02


Idx Beta Icrit

1 0.86 10.22

2 0.86 10.59

3 0.86 11.04



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


FR = 30.00

ZW = 44.09

SS = 1.67


1 13.19 7.89 168.40 0.0 0.00 0.00

2 16.31 10.17 136.15 18.9 126.82 0.28

3 18.24 11.73 121.73 81.1 120.10 1.39



*************************************************


BFR = 1.67

SFFR = 0.00

TFR = 1.67


1 1 15.68 3.98

2 2 19.23 2.04

3 1 22.60 6.13



ANEXO Nº 6

GEOMETRÍA DE ESTRUCTURAS

628-9722611-4100 -


MIEMBRO DE




ANEXO Nº 7

DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD



Item D básica D correg D corr ConsideradaNaturaleza de superficie 23 kV 245 kV 4000 msnm 220 kV

A cruces1 Vías férreas de ferrocarriles 8.0 2.22 2.89 10.92a Carreteras, avenidas sujetas a tráfico camiones 7.0 2.22 2.89 9.92b Caminos, calle y otras areas a tráfico camiones 6.5 2.22 2.89 9.43 Calzadas, zona de parqueo, y callejones 6.5 2.22 2.89 9.44 Otros terrenos recorridos por vehículos 6.5 2.22 2.89 9.45a Espacios y vías peatonales no transitables 5.0 2.22 2.89 7.95b Calles y caminos en zonas rurales 6.5 2.22 2.89 9.46 Aguas no navegables 7.0 2.22 2.89 9.9

A lo largo y dentro de la franja de servidumbe

8a Carreteras y avenidas 6.5 2.22 2.89 9.48b Caminos calles o callejones 6.0 2.22 2.89 8.9

8c Espacios y vias no transitables x vehículos 5.0 2.22 2.89 7.98d Calles y caminos en zonas rurales 5.0 2.22 2.89 7.9

Considerada

233.C Nivel inferior D básica D correg D corr 220 kV

23 kV 245 kV 4000 msnm

1 Retenidas, alambres neutros, cables de guarda 1.20 2.22 2.89 4.1

2 Comunicaciones: retenidas, conductores y cables 1.80 2.22 2.89 4.7

3 Cables, autoportantes BT y MT 1.20 2.22 2.89 4.14 Conductores desnudos hasta 750 V 1.20 2.22 2.89 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




Considerada

234 D básica D correg D corr 220 kV

23 kV 245 kV 4000 msnm

1 Edificaciones

1a Horizontal : Paredes, balc, ventanas, fácil acceso (*) 2.50 2.22 2.89 5.4

1b Vertical : techos, balcones, barandas accesibles o no accesibles a peatones 4.00 2.22 2.89 6.9

1c Vertical: sobre techos accesibles a vehículos 6.50 2.22 2.89 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

Nivel superior : Conductor de suministro

TABLA 232-1 ajustadas: Distancias de seguridad vertical sobre superficies en metros

TABLA 233-1 ajustadas: Distancias seguridad vertical entre conductores diferentes estructuras en metros

Naturaleza de superficie

Nivel superior : Conductor de suministro

TABLA 234-1 ajustadas: Distancias seguridad vertical/horizontal de conductores a instalaciones

COES SINAC 9-539-5-002-0 Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones Parte B Informe Final Revisión: 0 Volumen I – Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro Fecha: 03-04-2012

PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. i 953951220.doc


INFORME FINAL

VOLUMEN I


N° 9-539-5-002-0

PARTE B

PLANOS

COES SINAC 9-539-5-002-0 Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Anteproyecto: Línea de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro y Subestaciones Parte B Informe Final Revisión: 0 Volumen I – Líneas de Transmisión en 220 kV Puno-Juliaca-Azángaro Fecha: 03-04-2012



INFORME FINAL

VOLUMEN I


N° 9-539-5-002-0

INDICE DE PLANOS

ITEM

DESCRIPCION

N° DE PLANO

N°

HOJA

REV.

ARCHIVO

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

628-9722611-4100 -


MIEMBRO DE


628-9722611-4100 -


MIEMBRO DE


628-9722611-4100 -


MIEMBRO DE


Documents

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kV PUNO-JULIACA-AZÁNGARO