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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM
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ÍNDICE
Pág.
1.0 GENERALIDADES 1.1
1.1 ANTECEDENTE 1.1
1.2 OBJETIVO DEL PROYECTO 1.1
1.3 ALCANCE DEL PROYECTO 1.1
1.4 DESCRIPCIÓN DE LA OBRA DE LA LÍNEA DE TRASMISIÓN 1.1
1.5 CONDICIONES CLIMATOLOGICAS Y AMBIENTALES 1.2
1.5.1 Características Climatológicas 1.2
1.5.2 Presión de Viento 1.3
1.6 INSTALACIONES EXISTENTES 1.4
2.0 DESCRIPCIÓN DE RUTA DE LA LÍNEA 2.1
2.1 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE LA RUTA DE LA LÍNEA 2.1
2.2 DESCRIPCIÓN DE LA RUTA 2.1
2.2.1 Descripción del trazo de línea 2.1
2.2.2 Interferencias en su recorrido y soluciones planteadas 2.14
2.2.3 Reubicaciones de líneas y trabajos complementarios 2.17
3.0 CRITERIOS DE DISEÑO 3.1
3.1 CÓDIGO Y NORMAS 3.1
3.2 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD 3.1
3.3 DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR 3.3
3.3.1 Cálculo de Pérdidas de Potencia por Efecto Joule 3.4
3.3.2 Consideraciones para la Evaluación Económica de Conductores 3.4
3.3.3 Resultados y Conclusiones 3.4
3.4 CAPACIDAD TÉRMICA DEL CONDUCTOR 3.6
3.5 CALCULO DEL CREEP 3.7
3.6 CÁLCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR 3.8
3.6.1 Hipótesis para el cambio de estada de Conductores 3.8
3.6.2 Hipótesis de cambio de estado para el cable OPGW 3.9
3.7 DISEÑO DEL AISLAMIENTO 3.9
3.8 DISEÑO MECANICO DE ESTRUCTURAS 3.10
3.8.1 Determinación de cargas en las estructuras 3.10
3.8.2 Factores de seguridad 3.11
3.9 DISEÑO DEL TRAMO SUBTERRÁNEO 3.12
3.9.1 Características técnicas del cable 3.14
3.9.2 Resultados del Cálculo 3.14
4.0 MATERIALES PRINCIPALES 4.1
4.1 ESTRUCTURAS 4.1
4.1.1 Postes metálicos 4.1
4.1.2 Torres de celosía 4.1
4.2 CONDUCTORES DE FASE Y CABLE TIPO OPGW 4.1
4.2.1 Conductores de Fase 4.1
4.2.2 Cable tipo OPGW 4.2
4.3 AISLADORES 4.2
4.3.1 Aisladores polimérico tipo Tensión 4.2
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Pág.
4.3.2 Aisladores polimérico tipo Line Post 4.3
4.4 PUESTA A TIERRA 4.4
4.4.1 Conductor de cobre 4.4
4.4.2 Varilla de copperweld 4.4
4.5 PLANILLA DE LOCALIZACIÓN 4.4
CUADROS
Cuadro Nº 1.1: Presión del viento
Cuadro Nº 3.1: Demanda eléctrica año a año
Cuadro Nº 3.2: Cuadro de Evaluación económica de conductores
Cuadro Nº 3.3: Valores mínimos de resistencia eléctrica y mecánica de aisladores
Cuadro Nº 3.4: Resultados de la capacidad de transmisión
Cuadro Nº 3.5: Resultados de cálculo de la tensión inducida
IMAGEN
Imagen Nº 3.1: Curvas de costos de línea 138 kV con diferentes tipos de sección del conductor
Imagen Nº 4.1: Aislador tipo tensión polimérico
Imagen Nº 4.2: Aislador tipo line post
FOTOS
Foto Nº 1 : Salida de la línea desde la S.E. Socabaya
Foto Nº 2 : Trazo de ruta entre vértices V1 al V2
Foto Nº 3 : Línea a reubicar Paucarpata
Foto Nº 4 : Zona ladrillera
Foto Nº 5 : Tramo V3 – V5
Foto Nº 6 : Tramo V5 – V12
Foto Nº 7 : Vértice V13
Foto Nº 8 : Vértices V14 al V15
Foto Nº 9 : Vista hacia el vértice V18
Foto Nº 10 : Vista atrás desde el vértice V24
Foto Nº 11 : Vista al vértice V25 desde el vértice V24
Foto Nº 12 : Vista al vértice V27
Foto Nº 13 : Vista adelante del tramo subterráneo
Foto Nº 14 : Vista atrás del tramo subterráneo
Foto Nº 15 : Vista adelante del vértice V33
Foto Nº 16 : Vista atrás del vértice V34
Foto Nº 17 : Tramo subterráneo
Foto Nº 18 : Vista del tramo V45 y V46
Foto Nº 19 : Vista atrás hacia el vértice V45
Foto Nº 20 : Vista adelante hacia el vértice V48
Foto Nº 21 : Vista atrás hacia el vértice V48
Foto Nº 22 : Vista atrás hacia el vértice V49
Foto Nº 23 : Vista de interferencia de línea 10 kV
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Foto Nº 24 : Vista del vértice V53
Foto Nº 25 : Vista de la S.E Parque Industrial
Foto Nº 26 : Vista desde el interior de la S.E. Socabaya
Foto Nº 27 : Tramo V15-V16
Foto Nº 28 : Vista del primer tramo subterráneo
Foto Nº 29 : Vista del segundo tramo subterráneo
Foto Nº 30 : Vista de la línea 33kV Socabaya -Paucarpata
Foto Nº 31: Tramo V6-V7
Foto Nº 32 : Vista de interferencia con línea 10 kV
Foto N°33: Vista de entrada a la SE Parque Industrial- Interferencias de líneas aéreas en
33 kV y 10 kV.
Foto N°34: Otra vista de las interferencias de líneas aéreas en 33 kVy10 kV.
ANEXO
Anexo Nº 1: Cronograma de obra.
Anexo Nº 2: Planilla de estructuras
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1.0 GENERALIDADES
1.1 ANTECEDENTE
Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. contrato los servicios de la empresa S&Z Consultores
Asociados S.A. para realizar el Estudio de “INGENIERIA DEFINITIVA DE LÍNEA DE
TRANSMISIÓN 138 kV SOCABAYA – PARQUE INDUSTRIAL Y
SUBESTACIONES ASOCIADAS.
1.2 OBJETIVO DEL PROYECTO
El proyecto tiene como objetivo la construcción de una línea en 138 kV en simple terna de
9,766 km de longitud, entre la subestación Socabaya y la subestación Parque Industrial.
Esta línea se usara postes metálicos para las estructuras de suspensión, ángulos, retención y
terminal, por otro lado, para cruce especiales se usaran cuatro (4) torres de celosía.
Por requerimientos de SEAL, el tramo inicial de 3,7 km de la línea, ubicado en la periférica
de la ciudad, estará preparada para llevar una terna adicional; es decir se diseñarán las
estructuras para soportar doble terna de conductores, el cual permitirá contar en el futuro
con una ruta disponible para una terna adicional a la salida de la S.E. Socabaya
1.3 ALCANCE DEL PROYECTO
El Alcance del proyecto es desarrollar el estudio de Ingeniería Definitiva de lo siguiente:
- Construcción de la Línea en 138 kV Socabaya – Parque Industrial de 9,766 km
- Ampliación de la S.E. Parque Industrial 33/10 kV 2x25 MVA, que consiste en la
implementación del patio de llaves 138/33 kV, 60/75 MVA (ONAN/ONAF) de potencia,
su adecuación a las instalaciones existentes y el reemplazo de la barra en 33 kV.
- Equipamiento de la celda de salida de línea en 138 kV de la S.E. Socabaya
1.4 DESCRIPCIÓN DE LA OBRA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
Las obras electromecánicas y civiles correspondientes a la línea de trasmisión son las
siguientes:
- Construcción de la Línea en 138 kV Socabaya – Parque Industrial de 9,766 km
compuesta de un tramo aéreo de 9,0 km y dos tramos soterrados de 250,87 m y
514,89 m.
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En el tramo aéreo se instalaran conductores de AAAC-240 mm² en estructuras de acero
de alturas variables, entre 80´ a 120´ y 4 torres de celosía.
Los tramos subterráneos estarán compuestos de cables unipolares de Cu de 240 mm² en
aislamiento tipo XLPE que serán enterrados en ductos de concreto y se ubicarán cámaras
de paso en cada uno de los vértices de su recorrido. En los planos LSP-024 se muestran
los detalles de las obras civiles de las cámaras de paso.
En cada uno de los extremos de los tramos soterrados se instalarán estructuras
terminales, de transición de línea aérea a subterránea, provistas cada una de ellos de
terminales unipolares y pararrayos para cada fase.
Forma parte de la construcción de la Línea de Transmisión en 138 kV, las reubicaciones
siguientes:
- Reubicación de 1,1 km de línea 33kV Socabaya- Paucarpata, simple terna (Ver plano
LSP-005 hojas 1 al 4).
- Soterrar 86 m de un tramo aéreo de la línea 33 kV Socabaya - Parque Industrial, en
el cruce con la línea 138 kV entre los vértices V6 y V7, el cual se muestra en el
plano LSP-005 hoj 6 y 7. En este tramo se ubicarán estructuras de transición de
aérea a subterráneo en los extremos provistas de equipo de protección y terminales.
- Soterrar un tramo de línea aérea en 33kV, en doble terna, a la llegada de la
subestación Parque Industrial, Ver plano LSP-005 hoja 26. La línea de 33kV se
deberá ubicar en la parte exterior de la S.E. Parque Industrial, una torre de celosía
para la transición de aéreo a subterráneo, el cual estará provisto de terminales y
pararrayos de protección este tramo tendrá una longitud de 85 m. En el plano SSP-
006 “Disposición de equipos y planta de la S.E. Parque Industrial” se observa el
recorrido de este tramo subterráneo.
Para el desarrollo de la obra de estas reubicaciones, como parte de la obra, se debe realizar
la ingeniería de detalle de cada una de estas reubicaciones
1.5 CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS Y AMBIENTALES
Las condiciones climatológicas y ambientales de la zona del proyecto y en especial las
presiones de viento que rige el diseño de la línea de transmisión aérea en estudio son las que
se presentan a continuación:
1.5.1 Características Climatológicas
Las características climatológicas de la zona del proyecto, se refieren básicamente a los
principales parámetros, tales como: temperaturas, humedad relativa, presión de viento,
altitud, etc. que caracterizan la zona del proyecto.
Los principales parámetros climatológicos de la zona del estudio son:
Altitud de la línea : 2 300 m.s.n.m.
Temperatura ambiente mínima : 8°C
Temperatura ambiente media anual : 15°C
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Temperatura ambiente máxima : 22°C
Humedad relativa mínima : 27%
Humedad relativa media anual : 46%
Humedad relativa máxima : 70 %
Sismicidad : Alta
1.5.2 Presión de Viento
La presión de viento que se aplicarán sobre las áreas proyectadas de los conductores,
estructuras de soporte y aisladores, se calculará mediante la fórmula del Código Nacional de
Electricidad – Suministro 2011, regla 250.C., que a continuación se presenta:
PV = K x V² x Sf x A
Donde:
PV = Carga en Newton
K = 0,613 Constante de Presión, para elevaciones hasta 3 000 m.s.n.m.
V = Velocidad del viento en m/s
Sf = Factor de forma
1,00 para conductores, aisladores y postes metálico y 3,2 para torres de celosía
A = Área proyectada en m2
La velocidad del viento se aplicará según el Código Nacional de Electricidad Suministro
para la zona C de carga y Área 0 para altitudes menores a 3 000 m.s.n.m., utilizando la
Tabla 250-1.B y la formula de la regla 250.C, en donde se establece la velocidad horizontal
de viento igual a 26,0 m/s (94 km/h) relacionado con una temperatura del medio ambiente
de 10°C.
Remplazando en la fórmula (a):
Para conductor, cable de fibra óptica OPGW, postes de acero galvanizado y aisladores
Pv = 0,613 x (26,11)² x 1,00 x 1,00 = 417,94 N/m² = 42,60 kg/m²
Para estructuras de celosía (torres):
Pv = 0,613 x (26,11)² x 3,20 x 1,00x1,00 = 1 337,40 N/m² = 136,33 kg/m²
Las presiones de viento que se aplicaran a los diversos elementos son los que se resumen en
el Cuadro N° 1.1. Cuadro N° 1.1
PRESION DE VIENTO
ELEMENTOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
PRESION DE VIENTO
(kg/m²)
Estructuras de acero en celosía (torres) 136,33
Postes de acero galvanizado 42,60
Conductor y cable OPGW 42,60
Cadena de aisladores y aisladores poliméricos 42,60
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1.6 INSTALACIONES EXISTENTES
Las instalaciones eléctricas existentes a lo largo del recorrido de la línea 138 kV son: líneas
de transmisión en 33kV, líneas de distribución en 10 kV y líneas en baja tensión para el
servicio domiciliario, asimismo existen líneas y cableado telefónico. Las líneas de 33 kV
son las que representan las principales interferencias que se tiene que resolver en la etapa
del diseño de la línea en 138 kV; estos son los siguientes:
Línea 33 kV S.E. Socabaya – S.E. Parque Industrial
Nivel de tensión : 33 kV
Número de ternas : 2
Longitud : 8,17 km
Postes : Metálicos
Conductor : ACSR-126,7 mm²
Línea 33 kV S.E. Socabaya – Jesus1
Nivel de tensión : 33 kV
Número de ternas : 1
Longitud : 8,37 km
Postes : Metálicos
Conductor : AASC-125 mm²
Línea 33 kV S.E. Socabaya – Jesus2
Nivel de tensión : 33 kV
Número de ternas : 1
Longitud : 8,37 km
Postes : Metálicos
Conductor : AASC-125 mm²
Línea 33 kV S.E. Socabaya – Paucarpata
Nivel de tensión : 33 kV
Número de ternas : 1
Longitud : 6,71 km
Postes : Metálicos
Conductor : AAAC-120 mm²
Cable de guarda : EHS
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2.0 DESCRIPCIÓN DE LA RUTA DE LA LÍNEA
2.1 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE LA RUTA DE LA LÍNEA
Para la selección de la ruta más óptima se tomaron los siguientes criterios:
- Tener la menor cantidad de vértices
- Evitar pasar por zonas protegidas
- Evitar pasar por zonas arqueológicas
- Evitar cruces de líneas.
- Evitar pasar por zonas geológicamente inestables o de deslizamiento
- Ubicar la línea en zonas accesibles, que facilitan tanto la construcción como el
mantenimiento posterior de la línea
- Evitar pasar cerca a edificaciones, si es en zona rural cumplir con las distancias de
servidumbre, si es en zona urbana cumplir con las distancias de seguridad y si los
tramos son muy angostos considerar circuito subterráneo.
- Evitar zonas de cultivo. De no ser posible evitar el uso de un área de cultivo, se
procurará ocupar el mínimo espacio de tal forma de que los daños a la propiedad
también sean mínimos, con lo que se conseguirá que la negociación con el propietario
sea más eficiente.
2.2 DESCRIPCIÓN DE LA RUTA
2.2.1 Descripción del trazo de la línea
La línea tiene una longitud de 9,766 km y consta de 53 vértices, la línea tendrá
configuración aérea con disposición vertical de los conductores y consta de dos tramos
subterráneos, uno de 250,87 m entre los vértices V27 y V32 y el otro de 514,89 m entre los
vértices V34 y V45.
El trazo de la línea se ubicará en dos zonas claramente definidos, uno correspondiente a la
periférica y la otra en zona urbana. La zona periférica se caracteriza por atravesar terrenos
de cultivos y zonas naturales tales como ríos y quebradas; en estas zonas se cuenta con
distancias de servidumbre de 20 m (10 m a cada lado del eje) para la línea en 138 kV, tal
como se indica en el CNE Suministro 2011 .
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En la zona urbana se han ubicado las estructuras de la línea teniendo en cuenta las distancias
mínimas de seguridad con respecto a las edificaciones existentes en el lugar, tal como se
indica en la Nota 7 de la Tabla Nº 219 del C.N.E. Suministro 2011. El valor a usarse para
la distancia de seguridad horizontal es 3,90 m, correspondiente a un vano máximo de
180 m, tal como se indica en el literal f del ítem 3.2 “Distancias Mínimas de Seguridad” .
A continuación se presenta la descripción del trazo de la ruta seleccionada para la línea de
transmisión.
Salida desde la subestación Socabaya (Vía Pública rural: Vértices V0 al V3)
El recorrido de la línea de trasmisión se inicia en el vértice V0, este vértice se ubica dentro
del área de la subestación Socabaya, a 50 m del pórtico proyectado para la salida de la
línea. En el vértice V0 se ha previsto ubicar una torre de la altura necesaria, de tal forma
que sea posible hacer el cruce de la línea proyectada encima de la línea 33 kV Socabaya -
Parque Industrial y la línea en 10 kV Paisajista, así como también a la línea 33 kV
Socabaya-Paucarpata en su nueva posición. Ver detalle en plano N° LSP-004 y en
FotoNº 1.
A partir de este punto la ruta de la línea gira a la derecha con respecto al eje del pórtico en
45° ubicando el vértice V1 a una distancia de 124,07 m, para luego a partir de ese vértice
continuar con dirección norte ubicando a 817,81 m el vértice V2.
Foto N° 1 Salida de línea desde la S.E. Socabaya.- En la vista se
observa la ubicación de la estructura inicial (torre) de la LL.TT.
138 kV, a partir de este vértice el trazo de la ruta de la línea cruza
encima de las líneas de MT existentes en 33 kV y 10 kV
Entre los vértices V1 y V2 la línea proyectada ocupara la ruta actual de la línea 33 kV
Socabaya- Paucarpata, debiendo esta línea ubicarse al lado izquierdo paralela a su ubicación
actual y a una distancia de 10 m; la longitud total de la línea a reubicar es 1,08 km. Los
detalles de este tramo se observan en el plano LSP-007 hojas 1 al 4 y en la Foto Nº 2.
V0
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Desde el V2 la línea gira un ángulo de 85°58´ a la izquierda, ubicando a una distancia de
82,12 m el vértice V3 a la zona denominada LADRILLERA.
Foto N° 2: Trazo de ruta entre vértices V1 al V2.- En la vista se la ruta
de la línea entre los vértices V1 al V2, al lado izquierdo se reubicará la
línea 33 kV a Paucarpata, tal como se muestra en la foto.
Foto N° 3: Línea a reubicar Paucarpata.- En la vista se observa la
estructura final del tramo de línea 33kV a Paucarpata que se reubicará.
En este poste se conectará la línea que reubicada con la línea existente.
Nueva ruta de la LT
33 kV Paucarpata
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Foto N° 4: Zona Ladrillera.- En la vista se observa el tramo de
la línea entre los vértices V2 al V3, el cual se ubicará cerca a
la zona ladrillera.
Tramos de línea (Zona Periférica: Vértices V3 al V13)
Desde el vértice V3 la ruta de la línea hace un giro de 46°45´ a la derecha desde el cual se
cruzará una zona ladrillera y luego una zona de cultivo hasta ubicar el vértice V4 siendo la
distancias entre vértices de 235,12 m. El vértice V4 se ubicará cerca a un estanque y a
partir de allí la línea seguirá el curso del rio Socabaya ubicándose al borde de este al
margen izquierdo ubicando a su paso los vértices los vértices V5, V6, V7, V8, V9, V10,
V11 y el vértice V12. En las Fotos 5 y 7 se muestran las imágenes del recorrido.
Foto N° 5: Tramo V3-V5.- En la vista se observa el tramo de
la línea en la zona periférica entre los vértices V3 al V5.
V4
V5
V3
V2
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Foto N° 6: Tramo V5-V12.- En la vista se observa el tramo de la
línea entre los vértices V5 al V12, el cual se ubicará cerca a la
zona ladrillera.
En los vértices V12 y V12A se han ubicado dos torres de celosía. La que se ubica en el
vértice V12A sirve para el cruce del río, al otro lado se ubica el vértice V13.
Zona Periferia – Vía Pública.- A partir del vértice V13 la línea ingresa a vía pública, sin
embargo en esta parte de la ruta a un lado de la vía hay edificaciones dispersas y al otro
lado zonas de cultivo, donde se ubicarán los vértices V14, V15, V16, V17 y V18. En las
Fotos 7 y 8 se muestran imágenes del recorrido.
Foto N° 7: Vértice V13.- En la vista se observa la ubicación
el vértice V13, el trazo de ruta sigue la dirección de la pista.
La toma se realizo desde la ubicación del vértice V14
V6
V12
V13
V5
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Foto N° 8: Vértices V14 al V15.- En la vista se observa el
recorrido en el tramo comprendido entre el vértice V14 al
V15.
El vértice V18 se ubica en la intersección de las avenidas Paisajista y Las Peñas, a partir de
este vértice la línea se ubica en calles con edificaciones a ambos lados de la vía, los vértices
del trazo se ubican en puntos que permitirán cumplir con las distancias de seguridad que
exige la norma, se generan los vértices V19, V20, V21, V22, V23 y V24 en esta misma
avenida Las Peñas.
Foto N° 9: Vista hacia el vértice V18.- En la vista se
observa el recorrido en el tramo comprendido entre el vértice
V15 al V18. Al fondo se observa la avenida Paisajista.
Desde el vértice V24 la línea hace un giro a la izquierda ingresando al Jr. Sánchez Trujillo
y donde se ubicarán los vértices V25, V26 y V27.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.7
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Foto N° 10: Vista atrás desde el vértice V24.- En la vista se
observa la vista atrás del trazo de la línea proyectada.
Foto N° 11: Vista al vértice V25 desde el vértice V24.- El vértice
V25 se ubicará en la esquina, la línea 10 kV debe pasa a ser de
alimentación subterránea para evitar la interferencia.
Desde el vértice V27 la línea tendrá un tramo subterráneo de 250,87 m entre el Jr. Sánchez
Trujillo y Jr. Cerro Juli hasta el vértice V32.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.8
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Foto N° 12: Vista al vértice V27.- El vértice V27 se ubica a media
cuadra donde se ubicará una estructura terminal, a partir de esta
estructura se iniciará el primer tramo subterráneo de 250,87 m
Foto N° 13: Vista adelante del tramo subterráneo.- En la vista se
observa el recorrido por donde está considerado el tramo subterráneo de
250,87 metros.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.9
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Foto N° 14: Vista atrás del tramo subterráneo.- Se observa
movimiento de tierra por la instalación de tuberías de desagüe en el
recorrido.
En este tramo de la Calle o Jirón Cerro Juli se generan los vértices V28 al V32 del primer
tramo subterráneo, a partir de allí se generan nuevamente un tramo aéreo hasta el V34, a
partir de este vértice nuevamente se tiene un tramo subterráneo de 514,89 m donde se
generan los vértices V35 al V45.
Foto N° 15: Vista adelante del vértice V33.- Se observa el recorrido
de la línea que se ubicará al lado izquierdo de la toma evitando la
interferencia de la línea de 10 kV
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Foto N° 16: Vista atrás del vértice V34.- En la vista se observa el
recorrido en el tramo aèreo comprendido entre el vértice V33 y el
V34. La Línea aérea pasará desde V34 a subterráneo.
Foto N° 17: Tramo subterráneo.- Se observa el recorrido que tendrá el
tramo subterráneo entre los vértices V42 y V43.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.11
SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc
Foto N° 18: Vista del tramo V45 y V46.- En la vista se observa la
ubicación del vértice V45 y el recorrido de la línea en la dirección
del vértice V46 en la Av. Ernesto Gunther.
Foto N° 19: Vista atrás hacia el vértice V45.- En la vista se
observa al lado derecho un grifo. El CNE Suministro 2011 en la
Tabla N° 127-1 consigna una distancia mínima de seguridad de
10 m para una línea de 138 kV, distancia que se consigue al pasar
por el lindero del grifo. La línea se ubicará a la izquierda de la
toma, al lado del grifo.
V45
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.12
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Foto N° 20: Vista adelante hacia el vértice V48.- En la vista se
observa el cauce de un rio entre el vértice V48 y V49 de la línea.
Foto N° 21: Vista atrás hacia el vértice V48.- En la vista se observa
el recorrido de la línea en el tramo que se ubica en la Av. Gunther,
la línea se ubicará en el lado izquierdo de la foto y el vértice V48 en
la esquina de esta calle.
Desde el vértice V48 la línea hace un giro ubicándose en la Av. Victor F. Lira, ubicando en
esta calle los vértices V49 y V50, ambos en la esquina de esta calle, en el recorrido existe
un canal cubierto ubicada en el eje de la línea, del vértice V50 se accede a la Av. Miguel
Forga cruzando una línea de 10 kV. Se ubicará el vértice V51 en la Berma central de esta
avenida y el vértice V52 se cruza a la berma derecha frente a la S.E. Parque Industrial
ubicando el vértice V53 desde donde la línea deberá ingresar en forma perpendicular al
pórtico de la S.E. Parque Industrial.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.13
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Foto N° 22: Vista atrás hacia el vértice V49.- En la vista se observa el
recorrido de la línea en el tramo que se ubica en la Av. Victor Lira
entre los vértices B49 y B50.
Foto N° 23: Vista de interferencia de línea 10 kV con vértice V50.- En
la vista se observa el recorrido de una línea de 10 kV existente que se
cruza con la línea proyectada en el vértice V50.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.14
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Foto N° 24: Vista del vértice V53.- En la vista se observa un poste
de alumbrado con pastoral doble, a 3m se ubicará el vértice V53 de
la línea proyectada.
Foto N° 25: Vista de la SE Parque Industrial.- En la toma se observa la
parte interior de la SE Parque Industrial por donde ingresará la línea
proyectada. Se observa una torre de celosía de doble terna en 33kV
que deberá retirarse para la construcción de la ampliación de la S.E.
Parque Industrial.
2.2.2 Interferencias en el Recorrido y Soluciones Planteadas
Cruce de Líneas en la Salida de la S.E. Socabaya
En el espacio frontal de la S.E. Socabaya se ubican líneas aéreas, de media tensión de
10 kV y 33 kV que salen de la S.E. Socabaya las cuales representan un obstáculo para la
línea proyectada. En el tramo comprendido entre las vértices V0 y V1 de la línea l38 kV se
efectúan tres cruces de línea: con una línea de 10 kV, una línea de 33 kV a Parque
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.15
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Industrial y la línea 33 kV a Paucarpata; se ha considerado cruzarlas en forma aérea para
ellos se ubicará una torre de celosía en el vértice V1. El plano actual de las salidas
existentes en la S.E. Socabaya se muestra en el plano LSP-003 “Detalles de salida de la
línea 138 kV de la S.E. Socabaya”.
Foto N° 26: Vista desde el interior de la S.E. Socabaya.- En la toma se
observa las líneas de media tensión que salen e ingresan a la S.E.
Socabaya.
Cruce con línea 33 kV Socabaya –Parque Industrial ( vértice V15)
Este cruce se solucionará en forma aérea para el cual se ha considerado el uso de postes
metálicos de gran altura.
Foto N° 27: Tramo V15-V16.- En la vista se observa que la línea 33 kV existente cruza en forma
diagonal a la vía. La línea del proyecto se ubicará al lado izquierdo de la vía y deberá cruzarlo en
forma aérea.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.16
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Primer tramo subterráneo V27– V32.
Para la interferencia de las calles estrechas en la vía pública se ha visto necesario considerar
pasar la línea a subterránea. En este tramo la red subterránea tendrá una longitud de
250,87 m y el recorrido se observa en el plano LSP-007 hoja 20.
Foto N° 28: Vista del primer tramo subterráneo.- En la vista se observa el recorrido por donde está considerado el tramo
subterráneo de 250,73 metros. En la etapa de Ingeniería
Definitiva se definirá exactamente la longitud a soterrar.
Segundo tramo subterráneo V34 – V45
Este segundo tramo subterráneo tiene una longitud de 514,89 m y su recorrido se
representa en el plano LSP- 007 (hoja 22,23 y 24).
Foto N° 29: Vista del segundo tramo subterráneo.- En la vista se
observa el recorrido por donde está considerado el tramo subterráneo
de 514,91 m que comprende los vértices V34 al V45. La longitud
final será determinada en la Ingeniería Definitiva.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.17
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2.2.3 Reubicaciones de líneas y trabajos complementarios
Reubicación de la Línea 33 kV Socabaya – Paucarpata
El tramo de la línea 138 kV del proyecto, comprendido entre los vértices V1 y V2, se
ubicará en el mismo eje de la línea 33 kV Socabaya – Paucarpata existente. Como parte
de la ejecución del proyecto se deberá tomar en cuenta la reubicación de esta línea
33 kV cuya longitud es de 1,08 km, el detalle de esta reubicación está representado en
los planos LSP-007 (hoja 1 a 4). En el plano LSP-007 hoja 1 se observa el primer cruce
con esta línea que se solucionará con la instalación de la torre en el V0, similarmente
se observa un cruce entre los vértices V2 y V3.
Foto N° 30: Vista de Línea 33 kV Socabaya- Paucarpata.- En la
vista se observa las líneas existente que deberá reubicarse al
lado izquierdo a 10 m aproximadamente de su ubicación actual.
Cruce con línea 33 kV Socabaya –Parque Industrial ( Vértice V6)
Para el cruce con la línea 33 kV en el vértice V6 se ha considerado soterrar un tramo de
86m de la línea existente doble terna, para el cual se considera instalar dos postes metálicos.
El detalle de este cruce está representado en el plano LSP- 007 (hoja 6 y 7).
Foto N° 31: Tramo V6-V7.- En este tramo se observa el recorrido de
la línea 33 kV Socabaya – Paucarpata que cruza a la ruta de la línea
138 kV del proyecto. Se ha determinado pasar este tramo de línea
33 kV a subterráneo.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.18
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Cruce con línea 10 kV desde el vértice V50.
El cruce con la línea de 10 kV en el vértice V50 se cruzará en forma aérea, para el cual se
considerará la altura necesaria en el poste metálico que se usará para la línea 138 kV. Se
muestra la Foto N°32 con el detalle del cruce. Además en el recorrido se encuentran otros
cruces con tramos de línea de 10kV que deberán reubicarse.
Foto N° 32: Vista de interferencia con línea 10 kV.- En la vista se
observa el cruce de una línea existente en 10 kV con la ruta de la
línea 138 kV del proyecto, se planea el cruce aéreo.
Cruce con líneas en 33 kV y 10kV al ingreso de la S.E. Parque Industrial
Foto N° 33: Vista de entrada a la SE Parque Industrial- Interferencias
de líneas aéreas en 33 kV y10 kV.- En la vista se observa la
interferencias de líneas existente doble terna en 33kV y 10 kV al
ingreso de la S.E. Parque industrial.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 2.19
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Para el ingreso de la línea 138 kV del proyecto a la S.E. Parque Industrial, SEAL deberá
retirar la línea de 10 kV, sin embargo la línea de 33 kV deberá reubicarse en forma
subterránea como parte del proyecto.
El trabajo consistirá en ubicar una torre terminal de transición, para cortar la línea en 33kV
antes de la llegada a la S.E. Parque Industrial. Desde esta torre el ingreso de esta línea se
hará soterrado.
Foto N° 34: Otra vista las interferencias de líneas 33kV y 10kV.- En la
flecha de la imagen deberá ubicarse una estructura terminal para
trasladar la línea en 33kV y a partir de este punto hacer el ingreso a
la S.E. Parque Industrial en forma subterránea.
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM
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3.0 CRITERIOS DE DISEÑO
3.1 CÓDIGOS Y NORMAS
Los criterios de diseño a emplear estarán de acuerdo básicamente con el Código Nacional
de Electricidad Suministro 2011, la que será complementada con otras normas nacionales e
internacionales vigentes, tales como la IEC, ANSI, DIN, REA, etc.
3.2 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD
a) Distancia de seguridad (DS) en cualquier dirección desde los conductores hacia los
soportes y hacia conductores verticales o laterales de otros circuitos, o retenidas
unidos al mismo soporte.
Se determinan según la regla 235.E.1 y la Tabla 235-6.
- Distancia de seguridad a conductor vertical o lateral de otros circuitos:
DS = 580 mm + 10 mm x (145 –50) x 1,13 = 1,65 m
- Distancia de seguridad a retenida de anclaje unido a la misma estructura:
DS = 410 mm + 6,5 mm x (145 – 50) x 1,13 = 1,108 m
- Distancia de seguridad a superficie de los brazos de soporte:
DS = 280 mm + 6,0 mm x (145 – 50) x 1,13 = 0,924 m
- Distancia de seguridad a superficie de estructuras:
- En estructuras utilizadas de manera conjunta:
DS = 330mm + 5 mm x (145 – 50) x 1,13 = 0,866 m
- Todos los demás:
DS = 280 mm + 5 mm x (145 – 50) x 1,13 = 0,817 m
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.2
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b) Distancia vertical de seguridad de conductor sobre el nivel del piso o camino:
- Al cruce de vías de ferrocarril al canto
superior de la riel : 10,50 m
- Al cruce de carreteras y avenidas : 8,10 m
- Al cruce de calles : 8,10 m
- A lo largo de carreteras y avenidas : 8,10 m
- A lo largo de calles : 8,10 m
- En áreas no transitadas por vehículos : 6,60 m
- En terrenos de cultivos recorridos
Por vehículos : 8,10 m
c) Distancia de seguridad vertical (DSV) entre conductores adyacentes o que se
cruzan, tendidos en diferentes estructuras soporte no deberá ser menor a la que se
indica en la Tabla 233-1, y aplicando la Regla 233.C.2.a obtenemos:
- A líneas primarias hasta 23 kV : 2,58 m
- A líneas de transmisión de 33 kV : 2,69 m
- A líneas de transmisión de 60 kV : 3,14 m
- A líneas de transmisión de 138 kV : 3,96 m
- A líneas de comunicación : 3,18 m
d) A postes de alumbrado público
Según la Regla 234.B.2 se considera una distancia vertical de 1,70 m para tensiones
entre 23 y 50 kV, ajustando el valor por tensión y altitud se obtiene lo siguiente:
Vertical : 2,77 m
Según la Regla 234.B.1a y b se considera una distancia horizontal sin viento de 1,50 m
para tensiones entre 23 y 50 kV, y con viento de 1,40 m para tensiones entre 750 V a
23 kV, ajustando el valor por tensión y altitud se obtiene lo siguiente:
Horizontal : 2,57 m (sin viento)
3,76 m (con viento)
e) Distancia de seguridad de los conductores y partes rígidas con tensión no protegidas
adyacentes pero no fijadas a edificios y otras instalaciones a excepción de puentes.
Según las reglas 234.B, 234.C, 234.D y 234.G.1 y la Tabla 234-1. Se utilizarán los
mayores valores.
- Letreros, chimeneas, carteles, antenas de radio y televisión, tanques y otras
instalaciones no clasificadas como edificios y puentes:
- Horizontal : 2,50 m + 0,01 m x (145 – 23) x 1,13 = 3,88 m (en reposo)
- Vertical : 3,50 m + 0,01 m x (145 – 23) x 1,13 = 4,88 m
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.3
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- Distancias horizontales considerando viento de 190 Pa, según regla 234.C.1.b, se
deberá usar las siguientes distancias:
- Conductores de suministros expuestos de 750 V a 23 kV : 2,0 m
- Para tensiones superiores a 60 kV : 1,8 m
Realizando los cálculos de oscilación del conductor por un viento de 190 Pa y 25°C se
obtiene lo siguiente: ángulo de oscilación 13.49° y para un vano 170 m una flecha de
2,54 m
Luego efectuando el cálculo se obtiene una distancia horizontal de : 2,43 m
Efectuando las correcciones por tensión y altitud
- Horizontal : 2,43m + 0,01 m x (145 – 23) x 1,13 = 3,36 m
Para el diseño la distancia de seguridad horizontal a considerar será mayor al valor de
3,36 m y 3,88 m obtenidos del cálculo, por lo que usaremos para este proyecto el
valor:
- Distancia horizontal máxima a edificaciones a medio vano : 3,90
3.3 DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR
De acuerdo a las demandas actualizadas del Sistema Arequipa, se calculado la sección del
conductor con la finalidad de lograr un diseño óptimo de la línea, es decir el menor costo
cumpliendo las necesidades técnicas.
Los valores de demandas eléctricas año a año se obtenido interpolando los valores de
demanda que se obtuvieron en cada etapa durante 20 años. Los valores de demanda usada
para el cálculo se muestra en el Cuadro Nº 3.1
Cuadro Nº 3.1
DEMANDA ELÉCTRICAS AÑO A AÑO tasa 12%
TIABAYA año actual Costo anualizado
Año Años P (MW) Factor P (MW)
1 2013 33.1 0.8929 33.100 40.215 34.206 28.478 24.479 21.504
2 2014 34.4 0.7972 34.400 38.782 32.987 27.464 23.607 20.738
3 2015 36.7 0.7118 36.700 39.412 33.523 27.910 23.990 21.075
4 2016 39.3 0.6355 39.300 40.352 34.322 28.575 24.562 21.578
5 2017 41.9 0.5674 41.900 40.953 34.834 29.001 24.928 21.899
6 2018 44.2 0.5066 44.200 40.690 34.610 28.815 24.768 21.758
7 2019 47.5 0.4523 47.500 41.958 35.688 29.712 25.540 22.436
8 2020 49.7 0.4039 49.700 41.013 34.885 29.043 24.964 21.931
9 2021 51.7 0.3606 51.700 39.625 33.704 28.060 24.120 21.189
10 2022 54.7 0.3220 54.700 39.605 33.687 28.046 24.107 21.178
11 2023 57.2 0.2875 57.238 38.718 32.933 27.418 23.568 20.704
12 2024 59.8 0.2567 59.775 37.703 32.069 26.699 22.950 20.161
13 2025 62.3 0.2292 62.313 36.582 31.116 25.905 22.267 19.562
14 2026 64.9 0.2046 64.850 35.377 30.091 25.052 21.534 18.917
15 2027 67.4 0.1827 67.388 34.107 29.010 24.153 20.761 18.238
16 2028 69.9 0.1631 69.925 32.789 27.890 23.219 19.959 17.533
17 2029 72.5 0.1456 72.463 31.439 26.742 22.264 19.137 16.812
18 2030 75.0 0.1300 75.000 30.071 25.578 21.295 18.304 16.080
19 2031 77.5 0.1161 77.538 28.697 24.409 20.322 17.468 15.345
20 2032 80.1 0.1037 80.075 27.327 23.243 19.351 16.634 14.612
7.469 735.417 625.527 520.783 447.645 393.251
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.4
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3.3.1 Cálculos de Pérdidas de Potencia por Efecto Joule (P)
El cálculo de las pérdidas de potencia se calculará empleando la siguiente fórmula:
)(
cos1000
)(22
2
kWV
LRPP
L
Donde:
L : Longitud del tramo de línea (km).
P : Potencia (kW).
R : Resistencia de operación del conductor (/km)
CosØ : Factor de potencia (Fp = 0,9)
VL : Tensión entre fases (kV)
3.3.2 Consideraciones para la Evaluación Económica de conductores
Para la evaluación económica de conductores se ha considerado los siguientes costos:
Costos de pérdidas Joule
Asociados a los costos de pérdidas de energía y potencia al transportar la energía por la
línea, con un conductor determinado, para la línea de 138 kV.
El costo considerado fue:
Potencia: S/. 27,04
Energía: ctv. S/. 10,40
Se uso su equivalente en dólares
Potencia: 116 719,42 $/MW
Energía: 37,41 $ MWh
Factor de carga = Fc = 0,9
El factor de pérdidas Fp= 0,3.Fc+ 0,7xFc²
Costo de la inversión inicial
El costo asociado al equipamiento de la línea, se ha considerado costo de suministro y
montaje de la línea con diferentes conductores preseleccionados por capacidad de
conducción.
3.3.3 Resultados y Conclusiones
Se ha determinado el conductor de aleación de aluminio de 240 mm² como el más
económico, aunque hay secciones mayores cuyos resultados son cercanos al valor más
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.5
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económico. La inversión inicial es menor con el de menor sección. En la Imagen Nº 3.1 y
el Cuadro Nº 3.2 se muestran los resultados de la evaluación.
Imagen Nº3.1
CURVAS DE COSTO DE LÍNEA 138kV
CON DISTINTAS SECCIONES DEL CONDUCTOR
3
4
5
6
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
180 230 280 330 380 430 480
INV
ER
SIO
N (M
iles
US
$)
SECCION DE CONDUCTOR (mm2)
DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR
Series1
Series2
Series3
Cuadro Nº3.2
CUADRO DE EVALUACIÓN ECONÓMICA DE CONDUCTORES. EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DEL CONDUCTOR
CANTON CAIRO DARIEN ELGIN FLINT
DESCRIPCION UNIDAD VALOR VALOR VALOR VALOR VALOR
TIPO DE CONDUCTOR AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC
CANTON 465.4MCM 559.5 MCM 652.4 MCM 740.8 MCM
SECCION DEL CONDUCTOR mm² 199.9 235.8 283 331 375
DIAMETRO DEL CONDUCTOR mm 18.3 19.88 21.79 23.53 25.16
N° DE CIRCUITOS 1 1 1 1 1
N° DE CONDUCTORES POR FASE 3 3 3 3 3
POTENCIA NOMINAL POR CIRCUITO MVA 60 60 60 60 60
FACTOR DE POTENCIA 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98
POTENCIA ACTIVA POR CIRCUITO MW 58.8 58.8 58.8 58.8 58.8
RESISTENCIA A 25ºc ohm/km 0.1715 0.1423 0.1181 0.10135 0.0892
TEMPERATURA (Tc) °C 75 75 75 75 75
TENSION kV 138 138 138 138 138
COEFICIENTE DE RESISTIVIDAD
RESISTENCIA CORREGIDA A Tc. ohm/km 0.2001 0.1702 0.1417 0.1218 0.107
CORRIENTE DE LINEA Amp 251 251 251 251 251
LONGITUD DE LA LINEA km 9.61 9.61 9.61 9.61 9.61
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x CIRCUITO MW 0.364 0.309 0.257 0.221 0.194
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x TOTAL MW 0.364 0.309 0.257 0.221 0.194
PERDIDAS DE ENERGIA MWh/año 2665 2267 1887 1622 1425
% PERDIDAS DE POTENCIA x CIRCUITO % 0.62 0.53 0.44 0.38 0.33
FACTOR DE CARGA 0.90
FACTOR DE PERDIDAS 0.837
TASA DE DESCUENTO 12.00%
AÑOS 10
Factor de actualización 5.65
COSTO DE POTENCIA (promedio) 116719.42 $/MW-Año
COSTO DE ENERGIA (promedio) 37.41 $/MWh
COSTO DE PERDIDAS JOULE año 142 121 101 87 76
COSTO DE PERDIDAS JOULE ACTUALIZADAS Miles $ 735 626 521 448 393
COSTO LINEA POR km Miles $ 102 106 117 126 133
COSTO DE INVERSION Miles $ 980 1019 1124 1211 1278
COSTO TOTAL Miles $ 1716 1644 1645 1659 1671
LT 138 kV- SIMPLE TERNA SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL
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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.6
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3.4 CAPACIDAD TÉRMICA DEL CONDUCTOR
Del cálculo de la capacidad térmica para un conductor trenzado desnudo, en donde son
conocidas la temperatura del conductor (Tc) y los parámetros ambientales del estado estable
(Ta = temperatura ambiente, Vv = velocidad del viento, etc.), se efectúa mediante la
siguiente ecuación de balance térmico.
csrc TRIqqq 2
; (1a)
Esta ecuación de balance térmico está conformada por las pérdidas de calor debido a la
convección y radiación (qc y qr), ganancia debido al calor solar (qs) y resistencia del
conductor R(Tc); en donde la corriente (I) que produce la temperatura del conductor bajo
las condiciones ambientales establecidas; se calculan mediante la ecuación de balance de
calor en estado estable.
c
src
TR
qqqI
(1b)
Donde:
..60
acenconductordelinealpieporaresistenciTR
HzaamperiosenconductordelcorrienteI
solarnirradiacióporganadocalorq
radiaciónporperdidocalorq
convecciónporperdidocalorq
c
s
r
c
El cálculo de la capacidad térmica del conductor y la temperatura del conductor para una
capacidad dada, se efectúa mediante el programa de cómputo de la norma IEEE Std.738 –
2006 “Cálculo de las Relaciones Corriente – Temperatura de Conductores Aéreos
Desnudos”. A continuación se presenta el cálculo de la máxima capacidad de transmisión
del conductor AAAC de 240mm²
A continuación se muestra el cálculo de la máxima potencia de transmisión, a la
temperatura máxima de operación que soporta el conductor es decir a 75°C.
IEEE Std. 738-2006 method of calculation
Air temperature is 22.00 (deg C)
Wind speed is 0.61 (m/s)
Angle between wind and conductor is 90 (deg)
Conductor elevation above sea level is 2300 (m)
Conductor bearing is 90 (deg) (user specified bearing, may not be value
producing maximum solar heating)
Sun time is 13 hours (solar altitude is 74 deg. and solar azimuth is -61
deg.)
Conductor latitude is 16.3 (deg)
Atmosphere is CLEAR
Day of year is 164 (corresponds to junio 12 in year 2012) (user specified
day, may not be day producing maximum solar heating)
Conductor description: AAAC - CAIRO - 240
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.7
SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc
Conductor diameter is 1.988 (cm)
Conductor resistance is 0.1423 (Ohm/km) at 25.0 (deg C)
and 0.1702 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)
Emissivity is 0.7 and solar absorptivity is 0.7
Solar heat input is 16.729 (Watt/m)
Radiation cooling is 17.595 (Watt/m)
Convective cooling is 52.781 (Watt/m)
Given a maximum conductor temperature of 75.0 (deg C),
The steady-state thermal rating is 561.4 amperes
La corriente obtenida de 561,4 A es equivalente a 134,18 MVA de potencia para una
temperatura de operación máxima de 75º C.
En condiciones normales la potencia que transmitirá esta línea es de 80 MVA y para este
valor la temperatura de operación es de 48º C, y en condiciones de contingencia se podrá
transmitir hasta 134 MVA.
3.5 CÁLCULO DEL CREEP
Se calcula el efecto del creep (elongación inelástica) para el conductor AAAC-240 mm²
seleccionado para la línea aérea de 138 kV.
El cálculo del creep se efectúa para la condición sin pretensado con 8°C adicionales al
EDS, utilizando el método CIGRE (Revista Electra N° 75), para lo cual se asume los
siguientes tiempos para cada estado del conductor:
Del cálculo efectuado se ha determinado que la temperatura equivalente en el conductor
AAAC debido al efecto creep para 20 años de instalado es: 16,35 °C. El Resultado se
muestra en el Anexo 4 de la Memoria de Cálculo
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.8
SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc
3.6 CALCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR
De la coordinación con el conductor AAAC 240 mm² de la línea de transmisión de 138 kV,
y el cable tipo OPGW se han considerado los siguientes valores de tensado:
Tensado EDS del conductor : 16%
Tensado EDS del cable OPGW : 13.5%
3.6.1 Hipótesis para el cambio de estado de Conductores
Las hipótesis de carga que regirán el cambio de estado del conductor tipo AAAC de
240 mm², corresponde a la zona C, Área 0 de carga y son los siguientes:
Hipótesis 1 Condición EDS Inicial
Presión de viento medio, 0 kg/m²
Temperatura media, 15 °C (Condiciones del sitio)
Esfuerzo unitario, 16% de resistencia de rotura nominal, condición Inicial
Hipótesis 2 Condición de carga de viento sólo
Presión de viento máximo, 42,60 kg/m².
Temperatura, 10 °C ( Según recomendación del CNE Suministro 2011)
Según la regla 261.H.1.a se verifica que el esfuerzo máximo del conductor, no debe
superar el 60% de la resistencia a la rotura nominal, aplicando el factor de sobrecarga
correspondiente.
Hipótesis 3 Condición de carga de viento y hielo combinado
Presión de viento reducido, 10,65 kg/m²
Temperatura, 5 °C ( Según recomendación del CNE Suministro 2011)
Espesor de manguito de hielo, 0 mm
Densidad del hielo, 913 kg/m3
Hipótesis 4 Condiciones de máxima temperatura
Presión de viento, 0 kg/m²
Temperatura, 91,35 °C, para condición final, en donde se incluye la temperatura
ambiente máxima + la temperatura del conductor por paso de la corriente (75 °C) + la
temperatura por efecto CREEP (16,35 °C).
Esta hipótesis se utiliza en la ubicación de estructuras y verifica la distancia de seguridad
del conductor respecto al suelo.
Hipótesis 5 Condiciones de oscilación de la cadena
Presión de viento, 190 Pa
Temperatura, 25 °C
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.9
SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc
Esta hipótesis se utiliza para determinar el ángulo de oscilación de las cadenas de aisladores
en la estructura en zonas urbanas. Para zonas rurales se debe utilizar la presión de viento
equivalente a 290 Pa.
3.6.2 Hipótesis de cambio de estado para el cable OPGW
Las hipótesis de carga a utilizar en los cables de guarda OPGW son las siguientes:
Hipótesis 1 Condición EDS final
Presión de viento medio, 0 kg/m²
Temperatura media, 15 °C
Esfuerzo unitario, 13,5% de resistencia de rotura nominal, condición final
Hipótesis 2 Condición de carga de viento sólo
Presión de viento máximo, 42,60 kg/m².
Temperatura, 10 °C
Según la regla 261.H.1.a. se verifica que el esfuerzo máximo del conductor o cable tipo
OPGW, no debe superar el 60 % de la resistencia a la rotura nominal, aplicando factor de
sobrecarga correspondiente.
Hipótesis 3 Condición de carga de viento y hielo combinado
Presión de viento reducido, 10,65 kg/m²
Temperatura, 5 °C
Espesor de manguito de hielo, 0 mm
Densidad del hielo, 913 kg/m3
Hipótesis 4 Condiciones de máxima temperatura
Presión de viento, 0 kg/m²
Temperatura, 22 °C, para condición final.
3.7 DISEÑO DEL AISLAMIENTO
El diseño del aislamiento de la Línea Aérea de 138 kV SE Socabaya –SE Parque Industrial,
se efectúa considerando los siguientes criterios:
Diseño mecánico:
a. Cálculo de la cadena de aisladores de porcelana o vidrio templado en suspensión;
b. Cálculo de la cadena de aisladores de porcelana o vidrio templado en anclaje
Diseño Eléctrico:
a. Sobretensión a frecuencia industrial húmedo
b. Sobretensión de maniobra
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.10
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c. Distancia de fuga.
Los resultados del cálculo del asilamiento se presentan en el cuadro Nº 3.3. Los detalles del
cálculo se encuentran en la memoria de cálculos Justificativos Volumen V.
Cuadro Nº 3.3
VALORES MÍNIMOS DE RESISTENCIA ELÉCTRICA Y MECÁNICO DE AISLADORES
Tipo Tensión
(kV)
Sobretensión
a frecuencia
Industrial
(kVrms)
Sobretensión
atmosférica
(kVpico)
Distancia
de Fuga
(mm)
Fuerza de
rotura al
cantilever
(kN)
Fuerza de
rotura
(kN)
Longitud
a masa
(mm)
Suspensión 138 325 864 4241,25 6,81 - 1 400
Anclaje 138 325 864 4241,25 - 55,50 1 400
3.8 DISEÑO MECANICO DE ESTRUCTURAS
3.8.1 Determinación de cargas en las estructuras
Las hipótesis para la determinación de los diagramas de carga de las para la línea de
138 kV, se verificarán para las condiciones finales de carga del conductor, con excepción
de las condiciones de tendido que se efectuarán en condición inicial.
Para la determinación de las prestaciones de las estructuras se realizaran los cálculos de
vano lateral, vano gravante y vano viento para cada una de las estructuras.
3.8.1.1 Hipótesis de Carga: Estructura de suspensión o alineamiento y ángulo
Para las estructuras de suspensión o ángulo se han considerado las siguientes hipótesis de
carga:
Hipótesis 1: Condición normal- Máximo viento Transversal
Hipótesis 2: Condición normal- Viento Reducido y mínima temperatura
Hipótesis 3: Condición normal- Máximo Viento a 45° del eje de la línea
Hipótesis 4: Condición Excepcional – Rotura del cable de guarda.
Hipótesis 5: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase superior
Hipótesis 6: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase media
Hipótesis 7: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase media
Hipótesis 8: Condición de Montaje
3.8.1.2 Hipótesis de Carga: Estructura de anclaje
Para las estructuras de anclaje se consideran las siguientes hipótesis de cargas:
Hipótesis 1: Condición normal- Máximo viento Transversal
Hipótesis 2: Condición normal- Viento Reducido y mínima temperatura
Hipótesis 3: Condición normal- Máximo Viento a 45° del eje de la línea
Hipótesis 4: Condición Excepcional – Rotura del cable de guarda.
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.11
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Hipótesis 5: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase superior
Hipótesis 6: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase media
Hipótesis 7: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase media
Hipótesis 8: Condición de Montaje
Hipótesis 9: Condición de estructura terminal
3.8.1.3 Hipótesis de Carga: Estructura de Terminal
Para las estructuras de anclaje se consideran las siguientes hipótesis de cargas:
Hipótesis 1: Condición normal- Máximo viento Transversal
Hipótesis 2: Condición normal- Viento Reducido y mínima temperatura
Hipótesis 3: Condición Excepcional – Rotura del cable de guarda.
Hipótesis 4: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase superior
Hipótesis 5: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase media
Hipótesis 6: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase media
Hipótesis 7: Condición de Montaje
Hipótesis 8: Condición de estructura terminal
3.8.2 Factores de seguridad
Los factores de seguridad se han determinado según las condiciones ambientales de cada
tramo del proyecto, las reglas del Código Nacional de Electricidad – Suministro y las
características físicas de los materiales seleccionados.
El conductor y cable OPGW no excederán de los siguientes valores:
- De acuerdo a normas vigentes, el esfuerzo máximo admisible (tangencial) en los
conductores, no debe ser superior al 60% del esfuerzo de rotura del conductor.
- Se ha considerado un esfuerzo inicial EDS del 16% tal que el esfuerzo final EDS
resultante sea menor a 16% del tiro del rotura del conductor para evitar el uso de
amortiguadores en vanos regulares.
Para las estructuras se han tomado las consideraciones de la tabla 2.4.2 del CNE Suministro
2011 y se ha seleccionado el grado de construcción B, por la importancia de la línea, el cual
lleva además de los conductores de suministro, un cable de comunicación de fibra óptica en
su estructura.
Los factores de sobrecarga para instalaciones con construcción Grado B, a utilizar con los
factores de resistencia de la Tabla 261-1.A, son las siguientes:
Tabla 253.1
GRADO DE CONSTRUCCION B
• Cargas verticales 1,50
• Cargas transversales
Debido al viento 2,50
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.12
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Debido a la tensión en el conductor 1,65
• Cargas Longitudinales
En los cruces, en general 1,10
En los cruces en los amarres (anclajes) 1,65
En cualquier lugar, en general 1,00
En cualquier lugar, en los amarres 1,65
• Cargas, regla 250.C 1,00
Los factores de resistencia a ser utilizadas con los factores de sobrecarga de la tabla 253-1
serán como se indica a continuación.
Tabla 261-1A
Factores de resistencia para ser utilizado con cargas de la regla 250.B del CNE Suministro
2001
GRADO DE CONSTRUCCION GRADO B
• Estructuras de metal y concreto pretensado 1,0
• Estructuras de madera y concreto armado 0,65
• Alambre de retenida 0,9
• Anclaje y cimentación de retenida 1,0
Factores de resistencia para ser utilizado con cargas de la regla 250.C del CNE Suministro
2011
• Estructuras de metal y concreto pretensado 1,0
• Estructuras de madera y concreto armado 0,75
• Alambre de retenida 0,9
• Anclaje y cimentación de retenida 1,0
Los cables de retenidas deberán tener un factor de seguridad de 1,33/0,9 = 1,48. El valor
de 1,33 se ha elegido considerando las recomendaciones de la nota 2 de la tabla 253-1 del
CNE.
3.9 DISEÑO DEL TRAMO SUBTERRÁNEO
Para el diseño de los tramos subterráneos se ha considerado usar un cable de la misma
sección del conductor aéreo pero en cobre, para el cual se ha realizado los cálculos
correspondientes a la capacidad de transmisión.
En los sistemas subterráneos de transmisión, el valor determinante es la capacidad cíclica de
transmisión, vale decir la capacidad de transmisión bajo el régimen de carga de la carga
atendida. Esta es la característica de los enlaces subterráneos urbanos que presentan la
máxima demanda en las horas punta del servicio.
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.13
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El método de cálculo se basa en la capacidad en régimen continuo, determinado según la
Norma IEC 60287, “Calculation of the Continuous Current Rating of Cables (100% Load
Factor)”.
Para el cálculo de la capacidad cíclica se determina un factor de carga cíclica, M, mayor de
1, según procedimiento indicado en la Norma UNE 21-191-92. Este factor multiplica al
valor en régimen constante para determinar la capacidad cíclica de transmisión.
La capacidad de transmisión de un circuito de cables (con un factor de carga igual a 1), se
determina por la siguiente expresión:
I : Intensidad de corriente en el conductor (A)
: Gradiente admisible de temperatura entre el conductor y medio ambiente (°C)
R : Resistencia óhmica del conductor en c-a, por unidad de longitud, a la
temperatura de operación (ohm / m)
Wd : Perdidas dieléctricas, por unidad de longitud, del aislamiento del cable (W/m)
T1 : Resistencia térmica, por unidad de longitud, entre el conductor y la pantalla
(º K.m/W)
T2 : Resistencia térmica, por unidad de longitud, del relleno de asiento entre la
pantalla y la armadura, (º K.m/W)
T3 : Resistencia térmica, por unidad de longitud, de la capa externa del cable,
(º K.m/W)
T4 : Resistencia térmica, por unidad de longitud, entre la superficie del cable y el
medio circundante, (º K.m/W).
n : Número de conductores en servicio, dentro del cable (n = 1, dato particular
del proyecto: un conductor por cable)
: Relación de las pérdidas en la pantalla metálica con respecto a las pérdidas
totales en todos los conductores del cable
: Relación de las pérdidas en la armadura respecto a las pérdidas totales en todos
los conductores del cable (2 = 0, cable sin armadura)
Se efectúa el cálculo para los dos casos que se puedan presentar: Directamente enterrados y
en ductos de concreto, como en la cruzada por ejemplo que se pudieran presentar. Esta es la
condición crítica desde el punto de vista de capacidad de transmisión de los cables.
El cálculo se efectúa para el cable que adquiere la mayor temperatura por su ubicación
dentro del conjunto de cables.
La forma de instalación se ilustra en los planos del proyecto.
2/1
4321211
4321
))(1()1(
)(5.0
TTnRTnRRT
TTTnTWdI
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.14
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3.9.1 Características técnicas del cable
La sección del cable seleccionado es del tipo unipolar, con aislamiento de polietileno
reticulado (XLPE) con conductor de cobre de 240 mm2, cuyas características técnicas son:
N° de circuitos 1
N° conductores/fase 1
Conductor cobre de 240 mm² de sección
- Diámetro exterior del conductor 18,6 mm
- Resistencia eléctrica en c-c a 20º C 0,0754 ohm/km
- Temperatura de operación normal 90º C
- Temperatura de corto-circuito 250º C
Pantalla semiconductora sobre conductor de 1 mm de espesor
Aislamiento Polietileno reticulado (XLPE) de 18mm de espesor
Pantalla semiconductora sobreaislamiento de 1 mm de espesor
Pantalla conductora
- Material
- Nº de hilos
- Diámetro de hilos
Alambres de cobre
80
1,5mm
Cubierta de protectora exterior : de polietileno (PE) con 4 mm de espesor
Diámetro exterior del cable : 66,56 mm
3.9.2 Resultados del cálculo
a. Los resultados del cálculo de capacidad de corriente se resumen en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº 3.4
Resultados de la capacidad de transmisión
Capacidad de transmisión cíclica de cables
Directamente enterrados En ductos
Configuración I (A) MVA Configuración I (A) MVA
(3 cables) 716,9 171,4 3 cables) 630,2 150
La menor capacidad de transmisión en régimen cíclico para las configuraciones
consideradas, es de 150 MVA por el circuito directamente enterrados, con circuitos en
operación a la máxima temperatura de 90°C, según lo prescrito por la Norma AEIC
CS7 -93. Este valor de capacidad de transmisión supera ligeramente la máxima
demanda esperada del enlace, de 130 MVA.
b. Las tensiones inducidas para la longitud promedio de cada sección de cable (longitud entre dos cámaras de empalme), se presenta en el siguiente cuadro.
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 3.15
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Cuadro Nº 3.5
Resultados de cálculo de la tensión inducida
El valor de la tensión inducida en operación normal (para la corriente de carga), es
menor que el valor normalmente aceptado de 100 V. De otro lado, dado el valor de
tensión inducida en cortocircuito, de 1,5 kV, se recomienda instalar un limitador de
tensión de pantalla (SVL) de 2 kV, para proteger al personal y a la cubierta protectora
del cable, en especial en caso se eleve el nivel de la corriente de cortocircuito.
CONDICION
CABLE XLPE 240 mm2 DE Cu
S (mm)
d (mm)
I (A)
[Eb] (V/m)
[Ea]=[Ec] (V/m)
Longitud de sección (m)
Maxima Tensión Inducida en el
tramo (V)
OPERACIÓN NORMAL CICLICA 250 58,56 630,22 0,102 0,122 500 60,880
OPERACIÓN EN CORTOCIRCUITO 250 58,56 15 000,00 2,425 2,898 500 1 449,022
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM
SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc
4.0 MATERIALES PRINCIPALES
4.1 ESTRUCTURAS
Las estructuras que se usarán en la Línea 138 kV Socabaya – Parque Industrial estarán
compuestas por postes metálico, adicionalmente se instalaran cuatro (4) torres de celosía,
dos (2) para el cruce del río Socabaya y dos (2) para el cruce de líneas aéreas existentes a la
salida de la S.E. Socabaya
4.1.1 Postes metálicos
Los postes metálicos para el proyecto serán de acero galvanizado embonables en dos o tres
cuerpos y serán diseñados de acuerdo a la carga y a su función según los tipos de armados
considerados:
Las longitudes de los postes metálicos consideradas para el proyecto son: 80´ , 85´ , 90´ ,
100´ , 110´ y 120´ .
4.1.2 Torres de celosía
Las torres de celosía serán diseñados con perfiles de A°G°, para las alturas que requerirá el
proyecto; se ha considerado el uso de torres de las siguientes alturas:
- 02 torres de 30 m de altura
- 02 Torre de 33 m de altura
4.2 CONDUCTORES DE FASE Y CABLE TIPO OPGW
4.2.1 Conductores de Fase
Las características del conductor de fase seleccionado es el siguiente:
Las características del conductor de fase son las siguientes:
- Tipo : AAAC
- Código : CAIRO
- Calibre : 465.4 MCM
- Sección nominal : 240 mm²
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 4.2
SZ-11-327/002 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva\Volumen I - Memoria Descriptiva\Parte I\Memoriadescriptiva.doc
- Sección real : 235,8 mm²
- Diámetro exterior : 18,3 mm
- Nº de hilos de aleación/diámetro del hilo : 19 x 3,98
- Peso unitario : 0,6457 kg/m
- Carga de rotura : 7 098kg
- Resistencia DC a 20º C : 0,142 ohm/km
- Coeficiente de dilatación lineal : 0,000019 1/Cº
- Módulo de elasticidad final : 6 400 kg/mm²
4.2.2 Cable tipo OPGW
La línea de transmisión de 138 kV, llevará un cable de guarda tipo OPGW con refuerzo no
metálico para las fibras, el cual tendrá las siguientes características mecánicas:
- Tipo : OPGW
- Sección : 70 mm²
- Diámetro : 13,6 mm
- Peso unitario : 0,550 kg/m
- Carga de rotura mínima : 7 880 kg
- Módulo de elasticidad final : 12 500 kg/mm
- Coeficiente de expansión lineal : 14,4 E-06 °C-1
4.3 AISLADORES
El aislamiento a utilizar en la línea de transmisión en 138 kV, se efectuará con aisladores
poliméricos tipo tensión, para ser utilizados en posición de anclaje y se usarán del tipo Line
Post para la posición de suspensión y orientación.
Las características de los aisladores seleccionados para ser utilizados en posición de
suspensión, anclaje y orientación se muestran a continuación.
4.3.1 Aisladores polimérico tipo Tensión
Nivel de tensión : 170 kV
Diámetro de disco : 145 mm
Longitud : 1 665 mm
Distancia de fuga : 4 320 mm
Carga de falla electromecánica : 70 kN
Voltaje Resistente A Frecuencia Industrial
- Seco : 520 kV
- Humedad : 435 kV
Voltaje Resistente al Impulso : 864 kV
Conexión : Ball & socket
Peso Neto Aproximado : 7,7 kg
Imagen N° 4.1
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 4.3
SZ-11-327/002 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva\Volumen I - Memoria Descriptiva\Parte I\Memoriadescriptiva.doc
AISLADOR TIPO TENSIÓN POLIMERICO
4.3.2 Aisladores polimérico tipo Line Post
Nivel de tensión : 150 kV
Diámetro de disco : 160 mm
Longitud : 1 645 mm
Distancia de fuga : 4 450 mm
Carga Cantilever : 6,8 kN
Voltaje Resistente A Frecuencia Industrial
- Seco : 520 kV
- Humedad : 435 kV
Voltaje Resistente al Impulso : 864 kV
Conexión : BGB ( Base y plancha)
Peso Neto Aproximado : 18,5 kg
Imagen N° 4.2
AISLADOR TIPO LÍNE POST
4.4 PUESTA A TIERRA
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 4.4
SZ-11-327/002 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva\Volumen I - Memoria Descriptiva\Parte I\Memoriadescriptiva.doc
El sistema de puesta a tierra estará conformado por electrodos de copperweld de 2,40 m x
16 mm de diámetro y contrapesos con conductor de cobre cableado de 85 mm² de sección
4.4.1 Conductor de cobre
Las características del conductor de cobre son las siguientes:
Sección total : 85 mm²
Diámetro exterior : 11,94 mm
Peso unitario : 0,771 kg/m
Carga de rotura mínima : 1 718 kg
4.4.2 Varillas de Copperweld
Las varillas para puesta a tierra serán de copperweld de 2,40 m de longitud y 16 mm (5/8”)
de sección
4.5 PLANILLA DE LOCALIZACIÓN
Se adjunta planilla de localización de las de estructuras de la línea, donde se indican el tipo
de estructura, puestas a tierra, volumen de excavación y amortiguadores. Ver Anexo Nº 2.
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM
SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc
ANEXOS
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM
SZ-11-327/002 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva\Volumen I - Memoria Descriptiva\Parte I\Memoriadescriptiva.doc
ANEXO Nº 1
CRONOGRAMA DE OBRA
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM
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CRONOGRAMA DE OBRA
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM
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ANEXO Nº2
PLANILLA DE LOCALIZACIÓN
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM
SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc
PROYECTO : LINEA 138KV SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL
Hipotesis : MAXIMA TEMPERATURA
Tipo Cable de Progresiva Cota Vértice Angulo Vano Altura de Vano Vano Amortig. Amortig. Resist. Volumen de
Armado Nº estruc. Conductor Comunicación (m) (m) Deflexión Adelante(m) soporte Peso(m) Viento(m) CP CG prom (ohm-m) Tipo long. ContN°
varillas
Cimentación
(m3)0 PORTICO 1 AAAC-240 OPGW-70 0.00 2382.65 50.00 12 m -11.08 25.00 0 0 - - - -
1 TR 1 AAAC-240 OPGW-70 50.00 2382.65 V0 -40°50'16.02" 124.07 30 m 116.86 87.04 0 0 600 PAT-E 50 - 18.07
2 TR 1 AAAC-240 OPGW-70 174.07 2384.15 V1 15°43'23.98" 127.96 30 m 156.07 126.01 6 2 600 PAT-E 50 - 18.07
3 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 302.03 2389.30 151.13 80 pies 76.13 139.54 0 0 500 PAT-D 40 - 7.75
4 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 453.16 2394.00 123.10 85 pies 183.23 137.12 6 2 300 PAT-C 20 - 8.41
5 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 576.26 2395.00 231.08 80 pies 255.32 177.09 0 0 160 PAT-C 10 - 7.75
6 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 807.34 2377.14 99.36 80 pies 91.07 165.22 0 0 75 PAT-C 10 - 7.75
7 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 906.70 2376.17 85.18 80 pies 59.04 92.27 0 0 50 PAT-1 - 1 7.75
8 A3M 1 AAAC-240 OPGW-70 991.88 2369.10 V2 90°4'34.99" 82.12 120 pies 201.00 83.65 0 0 50 PAT-1 - 1 14.99
9 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 1074.00 2364.00 V3 -46°45'15.00" 97.36 100 pies 1.31 89.74 0 0 50 PAT-1 - 1 10.78
10 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 1171.37 2362.45 137.75 100 pies 442.86 117.56 6 2 50 PAT-1 - 1 10.78
11 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 1309.12 2310.00 V4 46°42'38.99" 369.16 120 pies -41.64 253.46 6 2 20 PAT-1 - 1 14.99
12 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 1678.28 2302.15 V5 7°29'50.00" 382.69 120 pies 379.68 375.92 0 0 125 PAT-C 10 - 14.99
13 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 2060.97 2293.40 V6 -16°47'10.02" 144.37 120 pies 283.98 263.53 6 2 500 PAT-D 40 - 14.99
14 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 2205.34 2292.14 V7 10°20'1.03" 179.91 100 pies 150.52 162.14 6 2 350 PAT-C 25 - 10.78
15 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 2385.25 2289.10 V8 -1°40'56.98" 194.76 90 pies 200.53 187.34 6 2 220 PAT-C 20 - 9.14
16 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 2580.01 2283.60 V9 -13°44'55.00" 187.97 80 pies 132.94 191.36 6 2 110 PAT-C 10 - 7.75
17 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 2767.98 2279.00 V10 -0°55'47.97" 288.95 100 pies 291.34 238.46 6 2 80 PAT-C 10 - 10.78
18 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 3056.93 2268.70 V11 -0°23'35.97" 211.52 100 pies 198.33 250.23 6 2 70 PAT-C 10 - 10.78
19 TR 1 AAAC-240 OPGW-70 3268.45 2265.90 V12 24°4'9.99" 384.35 33 m 348.87 297.93 6 2 72 PAT-E 10 - 22.20
20 TR 1 AAAC-240 OPGW-70 3652.80 2255.81 V12A -83°14'1.00" 225.76 33 m 291.14 305.06 0 0 38 PAT-E 10 - 22.20
21 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 3878.56 2254.00 V13 -33°40'22.98" 28.83 110 pies 145.24 127.30 0 0 30 PAT-E 10 - 12.68
22 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 3907.39 2255.90 V14 13°22'10.00" 128.53 110 pies 33.89 78.68 6 2 20 PAT-1 - 1 12.68
23 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 4035.92 2257.31 178.77 90 pies 125.58 153.65 0 0 20 PAT-1 - 1 9.14
24 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 4214.69 2259.50 V15 6°7'50.98" 107.18 120 pies 168.50 142.98 0 0 25 PAT-1 - 1 12.68
25 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 4321.87 2261.50 V16 -14°15'29.00" 104.58 120 pies 130.33 105.88 0 0 25 PAT-1 - 1 12.68
26 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 4426.45 2264.13 V17 -6°24'36.01" 113.39 100 pies 69.22 108.98 0 0 80 PAT-C 10 - 10.78
27 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 4539.84 2265.56 124.97 110 pies 155.48 119.18 0 0 95 PAT-C 10 - 12.68
28 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 4664.81 2271.32 V18 6°36'21.01" 91.28 85 pies 86.80 108.12 0 0 110 PAT-C 10 - 8.41
29 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 4756.09 2272.13 110.00 85 pies 105.70 100.64 0 0 150 PAT-C 10 - 8.41
30 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 4866.09 2273.44 100.64 85 pies 101.82 105.32 0 0 175 PAT-C 10 - 8.41
31 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 4966.73 2275.39 100.64 85 pies 117.55 100.64 0 0 225 PAT-C 20 - 8.41
32 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5067.37 2275.77 100.64 80 pies 79.84 100.64 0 0 240 PAT-C 20 - 7.75
33 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5168.01 2276.87 100.64 85 pies 105.80 100.64 0 0 250 PAT-C 20 - 8.41
34 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5268.65 2278.67 100.68 85 pies 107.46 100.66 0 0 255 PAT-C 20 - 8.41
35 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5369.33 2280.87 76.44 80 pies 83.46 88.56 0 0 260 PAT-C 20 - 7.75
36 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5445.77 2282.16 99.37 80 pies 73.93 87.91 0 0 270 PAT-C 20 - 7.75
37 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5545.14 2284.72 99.37 85 pies 114.52 99.37 0 0 270 PAT-C 20 - 8.41
N°
Puesta a tierra
PLANILLA DE ESTRUCTURAS (LINEA AEREA)
Tipo
-
Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM
SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc
PROYECTO : LINEA 138KV SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL
Hipotesis : MAXIMA TEMPERATURA
Tipo Cable de Progresiva Cota Vértice Angulo Vano Altura de Vano Vano Amortig. Amortig. Resist. Volumen de
Armado Nº estruc. Conductor Comunicación (m) (m) Deflexión Adelante(m) soporte Peso(m) Viento(m) CP CG prom (ohm-m) Tipo long. ContN°
varillas
Cimentación
(m3)38 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5644.51 2286.09 99.37 85 pies 97.77 99.37 0 0 260 PAT-C 20 - 8.41
39 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5743.88 2287.80 V19 1°42'48.99" 121.52 85 pies 105.12 110.44 0 0 215 PAT-C 20 - 8.41
40 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5865.40 2291.00 106.38 85 pies 119.00 113.95 0 0 210 PAT-C 20 - 8.41
41 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5971.77 2292.94 119.56 85 pies 114.14 112.97 0 0 195 PAT-C 20 - 8.41
42 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 6091.33 2294.84 118.61 85 pies 112.44 119.08 0 0 160 PAT-C 10 - 8.41
43 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 6209.94 2296.87 144.32 90 pies 132.45 131.47 0 0 80 PAT-C 10 - 9.14
44 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 6354.27 2299.14 V20 -3°36'21.99" 93.56 100 pies 137.58 118.94 0 0 50 PAT-1 - 1 10.78
45 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 6447.83 2301.40 138.63 85 pies 76.16 116.09 0 0 45 PAT-1 - 1 8.41
46 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 6586.46 2307.56 V21 -7°23'53.00" 107.98 100 pies 155.31 123.30 0 0 20 PAT-1 - 1 10.78
47 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 6694.44 2311.53 117.63 85 pies 96.00 112.80 0 0 20 PAT-1 - 1 8.41
48 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 6812.07 2316.39 85.58 85 pies 111.74 101.60 0 0 20 PAT-1 - 1 8.41
49 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 6897.65 2319.80 V22 3°38'34.98" 56.78 85 pies 72.37 71.18 0 0 30 PAT-1 - 1 8.41
50 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 6954.43 2321.40 V23 10°40'11.00" 80.04 85 pies 92.81 68.41 0 0 30 PAT-1 - 1 8.41
51 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 7034.47 2319.70 80.40 80 pies 91.07 80.22 0 0 30 PAT-1 - 1 7.75
52 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 7114.87 2315.30 V24 46°46'2.02" 14.45 85 pies 23.98 47.42 0 0 30 PAT-1 - 1 8.41
53 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 7129.32 2315.30 V25 38°20'29.97" 89.48 85 pies 11.10 51.96 0 0 30 PAT-1 - 1 8.41
54 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 7218.80 2321.30 V26 37°37'48.02" 14.62 90 pies 108.18 52.05 0 0 30 PAT-1 - 1 9.14
55 PTM 1 AAAC-240 OPGW-70 7233.42 2320.98 V27 -19°52'30.99" 250.87 85 pies 6.47 13.43 0 0 30 PAT-1 - 1 8.41
XLPE-240
56 PTM 1 AAAC-240 OPGW-70 7484.29 2298.89 V32 1°39'36.01" 103.92 85 pies 11.77 82.88 0 0 50 PAT-1 - 1 8.41
57 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 7588.21 2298.04 108.07 85 pies 109.79 106.00 0 0 70 PAT-C 10 - 8.41
58 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 7696.28 2297.50 V33 9°46'57.00" 101.29 90 pies 100.94 104.68 0 0 120 PAT-C 10 - 9.14
59 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 7797.57 2298.09 101.29 85 pies 91.96 101.29 0 0 125 PAT-C 10 - 8.41
60 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 7898.86 2302.24 92.14 80 pies 92.31 96.72 0 0 160 PAT-C 10 - 7.75
61 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 7991 2303.79 110.44 85 pies 105.67 101.29 0 0 170 PAT-C 10 - 8.41
62 PTM 1 AAAC-240 OPGW-70 8101.44 2307.75 V34 6°46'12.02" 514.89 85 pies -0.33 60.92 0 0 195 PAT-C 20 - 8.41
XLPE-240
63 PTM 1 AAAC-240 OPGW-70 8616.33 2278.60 V45 -76°21'41.00" 89.36 85 pies -1.38 73.89 0 0 220 PAT-C 20 - 8.41
64 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 8705.69 2273.70 V46 9°48'28.03" 88.60 80 pies 41.71 88.98 0 0 190 PAT-C 20 - 7.75
65 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 8794.29 2272.96 85 pies 80.86 92.77 0 0 180 PAT-C 20 - 8.41
66 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 8891.23 2272.00 V47 8°41'33.02" 99.09 110 pies 128.78 98.02 0 0 120 PAT-C 10 - 12.68
67 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 8990.32 2270.70 V48 -42°22'28.02" 22.15 110 pies 73.64 60.62 0 0 95 PAT-C 10 - 12.68
68 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 9012.47 2271.20 V49 -42°58'7.99" 104.29 100 pies 41.97 63.22 0 0 50 PAT-1 - 1 10.78
69 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 9116.76 2274.48 104.29 85 pies 97.09 104.29 0 0 45 PAT-1 - 1 8.41
70 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 9221.05 2276.39 103.70 85 pies 71.37 103.99 0 0 45 PAT-1 - 1 8.41
71 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 9324.75 2279.40 V50 -4°52'33.02" 43.15 110 pies 138.38 73.42 6 2 50 PAT-1 - 1 12.68
72 A3M 1 AAAC-240 OPGW-70 9367.90 2279.28 V51 95°3'18.99" 161.66 100 pies 92.10 102.41 0 0 55 PAT-1 - 1 10.78
73 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 9529.56 2277.48 128.72 90 pies 143.68 145.19 0 0 70 PAT-C 10 - 9.14
74 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 9658.28 2276.40 V52