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Amarateca

EMPRESA PROPIETARIA DE LA RED, C.A.

Definición de los Aspectos Básicos del

Diseño de la Línea de Transmisión

SIEPAC

INFORME FINAL (Vol. I)

(ANEXOS 1, 4-5, 10-30)

Mayo 2004

AB Transmission-Consult Rutherford, NJ, USA

EMPRESA PROPIETARIA DE LA RED

Definición de los Aspectos Básicos

del

Diseño de la Línea de Transmisión

SIEPAC

Informe Final

Elaborado por: Ing. Amado Beloff Consultor

Mayo 2004

AB Transmission-Consult Rutherford, NJ, USA

i

EPR LINEA DE TRANSMISION 230 kV SIEPAC

Definición de los Aspectos Básicos del Diseño de la Línea de Transmisión SIEPAC

INFORME FINAL

CONTENIDO

Página 1. ANTECEDENTES………………………………………………………………… 1

2. OBJETIVOS DE LA CONSULTORIA INDIVIDUAL…………………………… 1

3. REVISIÓN PRELIMINAR DE LOS DOCUMENTOS EPR……………………... 2

4. TALLER I………………………………………………………………………….. 3

4.1 Capacidad de Transporte del Conductor……………………………………... 3 4.2 Pérdidas Corona y Efectos Ambientales y Electromagnéticos………………. 4 4.3 Materiales del Conductor…………………………………………………….. 4 4.4 Comparación Económica de Conductores…………………………………… 5 4.5 Vientos……………………………………………………………………….. 7 4.6 Aislamiento y Material de los Aisladores……………………………………. 7 4.7 Distancias Eléctricas…………………………………………………………. 8 4.8 Familia de Estructuras………………………………………………………...9 4.9 Altura Básica de Estructuras y Vano Económico……………………………. 9 4.10 Hipótesis de Carga…………………………………………………………… 10 4.11 Acta de Reunión……………………………………………………………… 11

5. TALLER INTERMEDIO………………………………………………………….. 12

5.1 Comentarios de los Países Miembros del SIEPAC………………………….. 12 5.2 Respuestas del Consultor…………………………………………………….. 12 5.3 Acta de Reunión……………………………………………………………… 12

6. VIENTOS DE PROYECTO Y TEMPERATURAS ASOCIADAS ……………… 13

7. CARACTERÍSTICAS DEL CONDUCTOR……………………………………… 13

7.1 Condiciones de Carga………………………………………………………... 13 7.2 Cálculo de Flechas y Tensiones……………………………………………… 14

8. DETERMINACIÓN DE LOS CABLES DE GUARDIA…………………………. 14

8.1 Hilo de Guardia………………………………………………………………. 14 8.2 OPGW……………………………………………………………………….. 14 8.3 Cálculo de Flechas y Tensiones……………………………………………… 15

9. LIMITACIONES EN LA TENSIÓN MECÁNICA DE LOS CONDUCTORES

E HILO DE GUARDIA……………………………………………………………. 15 9.1 Conductor…………………………………………………………………….. 15

ii

9.2 Hilo de Guardia………………………………………………………………. 16 9.3 OPGW………………………………………………………………………... 16

10. ESTUDIO DE AISLAMIENTO…………………………………………………… 16

10.1 Distancias Eléctricas…………………………………………………………. 16 10.2 Aisladores Cerámicos………………………………………………………... 17 10.3 Aisladores No-Cerámicos……………………………………………………. 17 10.4 Contaminación Ambiental…………………………………………………… 17

11. GEOMETRÍA DE LAS ESTRUCTURAS………………………………………… 18

11.1 Cálculos de Inclinación de Cadenas para Estructuras TSA/TD1; TSA/TDA...18 11.2 Angulo de Protección contra Descargas de Rayo……………………………. 19

12. FAMILIA DE ESTRUCTURAS…………………………………………………... 20

12.1 Torres de Circuito Simple……………………………………………………. 20 12.2 Torres de Circuito Doble…………………………………………………….. 21 12.3 Torres de Base Estrecha……………………………………………………… 21 12.4 Estructuras Estéticas con Postes de Acero…………………………………… 22 12.5 Siluetas de Estructuras……………………………………………………….. 22

13. TORRES ESPECIALES DE 4 CIRCUITOS……………………………………... 22

13.1 Aspectos de Confiabilidad…………………………………………………… 23 13.2 Aislamiento Diferencial……………………………………………………… 24 13.3 Salidas de Línea……………………………………………………………… 24 13.4 Comentarios Adicionales y Conclusiones Derivadas del Taller Final………. 25 13.5 Familia de Estructuras de 4 Circuitos……………………………………….. 26 13.6 Siluetas de Estructuras de 4 Circuitos………………………………………. 26

14. ESTRUCTURAS COMPACTAS CON POSTES DE ACERO…………………… 26

14.1 Cable de Guardia…………………………………………………………….. 26 14.2 Circuito Adicional de 69 kV…………………………………………………. 26 14.3 Simulaciones de Salidas de Línea……………………………………………. 27 14.4 Características del Conductor………………………………………………... 27 14.5 Cálculo de Flechas y Tensiones……………………………………………… 27 14.6 Brazo Aislante- Aislamiento…………………………………………………. 27 14.7 Anillo Anti-Corona…………………………………………………………... 28 14.8 Geometría……………………………………………………………………. 28 14.9 Contra-Flecha………………………………………………………………… 29 14.10Familia de Estructuras Compactas con Postes de Acero…………………….. 29 14.11Siluetas………………………………………………………………………. 30

15. ESTRUCTURAS COMPACTAS CON POSTES DE CONCRETO …………….. 30

15.1 Características del Conductor………………………………………………... 30 15.2 Cálculo de Flechas y Tensiones……………………………………………… 30 15.3 Cálculo de Capacidad de Postes de Concreto………………………………... 31 15.4 Familia de Estructuras con Postes de Concreto……………………………… 31

iii

15.5 Siluetas………………………………………………………………………. 31 16. HIPÓTESIS DE CARGA………………………………………………………….. 31

16.1 Estructuras de Suspensión y Angulo………………………………………….33 16.2 Estructuras de Amarre y Angulo…………………………………………….. 33 16.3 Estructuras Terminales y Amarre y Angulo…………………………………. 34

17. ÁRBOLES DE CARGA…………………………………………………………… 34

17.1 Estructuras Normales………………………………………………………… 34 17.2 Estructuras Especiales de 4 Circuitos………………………………………... 34 17.3 Estructuras Compactas con Postes de Acero………………………………… 35 17.4 Estructuras Compactas con Postes de Concreto……………………………... 35

18. ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO PARA UTILIZACIÓN DE LAS

ESTRUCTURAS COMPACTAS…………………………………………………. 35 LISTA DE ANEXOS Volumen I

1. Características de Conductores 4. Comparación Económica de Conductores 5. Comparación de Vientos en la Región 10. Cálculo de Flechas y Tensiones del Conductor 10A. Características Típicas del OPGW 11. Cálculo de Flechas y Tensiones del Hilo de Guardia 12. Cálculo de Flechas y Tensiones del OPGW 13. Determinación de las Distancias Eléctricas de Impulso, Maniobra y 60 Hz 14. Diseño del Aislamiento para Contaminación Severa 15. Cálculo de Inclinación de Cadenas para las Estructuras Normales TS1/TD1 15A. Cálculo de Inclinación de Cadenas para las Estructuras Normales TSA/TDA 16. Simulación de Salida de Líneas-Angulo de Blindaje 17. Simulación de Salidas de Línea de 4 circuitos- Aislamiento Diferencial 18. Simulación de Salidas de Línea Compacta 19. Cálculos de Flechas y Tensiones para Estructuras Compactas en Postes de Acero 20. Dibujo Típico del Brazo Aislante V-Horizontal No-Cerámico para 230 kV 21. Dibujo Típico del Aislador de Suspensión No-Cerámico para 230 kV 22. Dibujo Típico del Aislador “Line Post” para 69 kV 23. Cálculo de Inclinación de Cadenas para las Estructuras Compactas con Postes de Acero 24. Flechas y Tensiones de Conductores para Estructuras Compactas con Postes de Concreto 25. Cálculo de Capacidades de Postes de Concreto 26. Siluetas de Estructuras 27. Árboles de Carga de las Estructuras Normales 28. Árboles de Carga de las Estructuras Especiales de 4 Circuitos 29. Árboles de Carga de las Estructuras Compactas con Postes de Acero 30. Árboles de Carga de las Estructuras Compactas con Postes de Concreto

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Volumen II 2. Cálculos de Ampacidades de Conductores 3. Cálculos de Perdidas Corona y Efectos Ambientales 6. Acta de Reunión del Taller I 7. Comentarios de los Países Miembros del SIEPAC 8. Respuestas del Consultor 9. Acta de Reunión del Taller Intermedio 27A.Cálculos de Cargas de las Estructuras Normales 28A.Cálculos de Cargas de las Estructuras Especiales de 4 Circuitos 29A.Cálculos de Cargas de las Estructuras Compactas con Postes de Acero 30A.Cálculos de Cargas de las Estructuras Compactas con Postes de Concreto

1


Definición de los Aspectos Básicos del Diseño de la Línea de Transmisión SIEPAC

INFORME FINAL

1.0 ANTECEDENTES

El proyecto SIEPAC considera la construcción de una línea de transmisión en 230 kV con una longitud aproximada de 1840 km que interconecta los países de América Central. La línea en su mayor parte será de simple circuito, pero existen tramos específicos con dos y cuatro circuitos. Como parte del proyecto, en julio del 2001, la empresa DPC (Danish Power Consult) elaboró un diseño preliminar que definió aspectos básicos de la línea de transmisión, sujetos a una definición más precisa conforme se avanzara en la definición de la ruta y obtención del trazo topográfico. Dentro de los aspectos definidos están el tipo y calibre del conductor, distancias mínimas al suelo (libramientos) del conductor, tipo y calibre del hilo de guardia y OPGW, geometría básica de las torres de uno y dos circuitos, criterios de diseño estructural, tipo y número de aisladores y diseño básico de cimentaciones. Con base en estos resultados, en una etapa posterior, la empresa INGENDESA realizó una serie de estudios adicionales para definir con mayor detalle aspectos como la geometría de la familia completa de torres de uno y dos circuitos, el cálculo de los árboles de carga de todas estas estructuras, el diseño estructural de las torres indicadas, determinación de las características del hilo de guardia de acuerdo a los criterios de corriente de corto circuito y descarga atmosférica, determinación del aislamiento con base en valores estimados para las sobretensiones de frecuencia industrial y por maniobra. Por otro lado, con el avance en la definición de la ruta y de los trabajos de topografía se identificó la necesidad de contar con estructuras compactas (tipo poste) que se emplearían en lugares específicos con problemas de servidumbre o en accesos restringidos en algunas subestaciones, particularmente en Guatemala. Del análisis de estos documentos y de las nuevas situaciones que en su momento no se podría prever por carecer de la información topográfica, la EPR determinó que para efectos de llevar a cabo la elaboración de las especificaciones y los carteles de licitación harían falta definir con mayor precisión algunos aspectos del diseño básico. En este sentido se requeriría la asesoría experta de Consultor individual para definir estos aspectos y consolidar el diseño requerido para fines licitatorios.

2.0 OBJETIVOS DE LA CONSULTORIA INDIVIDUAL

El Consultor se compromete a prestar sus servicios profesionales a la EPR en su calidad de especialista en el diseño de líneas de transmisión de alto voltaje, realizando los estudios

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y análisis técnicos que permitan definir de manera concluyente el diseño básico de la línea de transmisión, tomando como base los documentos técnicos ya realizados. Dentro de estos objetivos, el Consultor en el área de su especialidad, deberá llevar a cabo las siguientes tareas:

• Revisión de la documentación existente elaborada por DPC, INGENDESA y EPR.

• Realización de un Taller con participación de enlaces técnicos de las empresas eléctricas socias de EPR.

• Determinación del Conductor

• Determinación de los cables de guardia

• Definición de los límites de la tensión mecánica en los conductores e hilo de

guardia.

• Evaluación de materiales de aisladores y definición de distancias eléctricas a través de un estudio de aislamiento.

• Establecer la geometría de estructuras normales, especiales y compactas.

• Definición de las familias de estructuras.

• Determinación de las hipótesis de carga de las estructuras.

• Analizar y definir la utilización de estructuras compactas en la línea.

• Realización de un Taller para la exposición de los resultados finales con la

presencia de los enlaces técnicos de las empresas socias y entrega del informe final.

3.0 REVISIÓN PRELIMINAR DE LOS DOCUMENTOS ENTREGADOS POR EPR

Al inicio de los trabajos EPR entregó el siguiente material al Consultor:

• Informe final elaborado por DPC incluyendo dibujos de la geometría de torres de uno y dos circuitos.

• Informes técnicos elaborados por INGENDESA referentes a Criterios de Proyecto de la Línea, Distancias Eléctricas, Aislamiento, Selección Económica de Conductores y dibujos de la geometría de torres de uno y dos circuitos.

• Informes técnicos elaborados por INGENDESA referentes al proyecto estructural

de las torres de uno y dos circuitos, incluyendo memorias de cálculo, hipótesis de cargas, árboles de carga y diseño estructural de los miembros de las torres.

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• Dibujos estructurales elaborados por INGENDESA de las torres de uno y dos circuitos.

• Informes elaborados por EPR referentes a la Selección Económica de

Conductores, Aislamiento e Inclinación de Cadenas.

El material entregado fue objeto de revisión por el Consultor que sirvió de base para establecer la Agenda de discusión del Taller I. Durante el período inicial de revisión, información adicional fue solicitada por el Consultor a EPR, especialmente todo el material de cálculos y base de datos que sirvieron de soporte a las recomendaciones de DPC y que no estaba incluido en su informe final. Sin embargo EPR comunicó que tal material no estaba disponible y fue necesario un esfuerzo adicional del Consultor para recrear cálculos de ampacidad de conductores, pérdidas corona, presiones de viento en las estructuras y conductores y flechas y tensiones de conductores.

4.0 TALLER I

Este taller tuvo lugar en San José, Costa Rica, el 9/1/04 en la sede del ICE con la participación de los enlaces técnicos de los países socios de EPR y representantes de la Unidad Ejecutora del SIEPAC. El mismo fue desarrollado conforme agenda previamente distribuida a los participantes y fueron presentados y discutidos los siguientes temas:

4.1 Capacidad de Transporte del Conductor El conductor 795 kcmil ACSR “Condor” recomendado por DPC y adoptado para el cálculo de estructuras por INGENDESA no cumple con las condiciones de transporte establecidos para la línea. Estas condiciones establecen una capacidad de transporte de 300 MW con factor de potencia 0.90 para el intercambio entre pares de países considerando una temperatura media del aire ambiente de 35 oC . La corriente máxima resultante que debe circular por el conductor es:

I = 300 MWx1000/(√3x230 kVx0.90) = 836 A En vista de esta deficiencia se estudiaron conductores de mayor sección que fueran capaces de transmitir la potencia plena de 300 MW en cualquier tramo de la línea a altitudes que varían de 100 msnm hasta 2000 msnm. Los conductores estudiados se presentan en el Anexo 1 donde se indican sus características físicas, mecánicas y eléctricas. Los cálculos de ampacidades para estos conductores se encuentran en el Anexo 2. Los parámetros de cálculo adoptados fueron los siguientes:

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Latitud media de la región: 12.5o Temperatura media ambiente: 35 oC Velocidad del viento: 0.60 m/s Dirección del viento: 90º perpendicular a la línea Temperatura de operación del conductor: 80 oC Orientación predominante de la línea: Este-Oeste Altitud: 100msnm y 2000 msnm Horario: 12.00 mediodía Atmósfera: Clara con sol Factor de emisividad: 0.5 Factor de absorción: 0.5 Recomendación: Del examen de la tabla del Anexo 1 se concluye que solamente conductores con diámetros mayores de 28.73 mm y secciones de 900 kcmil (450 mm2) o mayores pueden ser considerados.

4.2 Pérdidas Corona y Efectos Ambientales y Electromagnéticos

El informe DPC es omiso con respecto al fenómeno corona y sus efectos ambientales. Este fenómeno produce no solamente pérdidas sino también efectos electromagnéticos y ambientales enojosos en los seres humanos que deben ser evaluados. Tales efectos son: Ruido Audible, interferencias en las comunicaciones (Interferencia de Radio y TV), que se agravan con la altitud. Las experiencias con líneas de 230 kV de diseño estándar operando en altitudes superiores a los 1000 m indican que el problema corona y sus efectos deben ser controlados aumentando el diámetro de los conductores y para altitudes mayores de 3000 m ya deben ser considerados el uso del doble conductor por fase. Líneas de 230 kV de diseño compacto muestran problemas de Ruido Audible aún con conductores simples de gran diámetro a altitudes arriba de los 1500 m. Un caso típico que esta siendo objeto de observación es la línea existente de ETCEE que va de Brillantes a Esperanza, en Guatemala. El sistema de 230 kV de diseño estándar en Guatemala utiliza el doble conductor por tratarse de líneas localizadas en zona montañosa con altitudes que superan los 2000 m. Recomendación: En lo que respecta a la línea SIEPAC de diseño estándar, localizada en altitudes que llegan a los 2000 m, se recomienda por efectos corona, considerar conductores de mayor diámetro que el conductor propuesto por DPC calibre 795 Kcmil ACSR “Condor” de 27.74 mm de diámetro.

4.3 Materiales del Conductor

Los materiales considerados en el informe DPC son el ACSR y el ACAR, sin embargo no está clara la preferencia por el ACSR, en una región que notoriamente carece de las cargas

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de hielo y donde solo ellas podrían naturalmente justificar el uso de un núcleo más resistente de acero. La experiencia en varios países miembros del SIEPAC tales como Panamá, Guatemala y parcialmente Costa Rica es que el conductor ACAR puede utilizarse con ventajas en la región dado su menor peso y carga de ruptura a igualdad de sección y capacidad de transporte, comparado con el ACSR. También la relación de flechas de ambos tipos de conductores es comparable si se usan encordamientos 18/19 para el ACAR. El informe DPC toca el tema de corrosión en los materiales componentes del conductor por efecto salino y volcánico e indica la posibilidad de usar el ACSR con núcleo de acero tipo Alumoweld (ACSR/AW) o también el empleo de grasa para protección del núcleo de acero. INGENDESA por otra parte favorece el uso de conductores enteramente fabricados con aleación de aluminio tipo AAAC. El uso de grasas en los conductores es utilizado en algunos países del SIEPAC, notablemente El Salvador. Sin embargo, es preciso hacer notar que la grasa ofrece una protección no permanente ya que es conocido el hecho que las capas protectoras de grasa tienden a desaparecer con el tiempo y a veces en muy corto plazo (3-5 años). El uso del Alumoweld es recomendado en estos casos y también el tipo de conductor AAAC es altamente recomendable. Debe notarse sin embargo que el tipo ACAR ofrece protección similar al ACSR/AW o al AAAC con la ventaja del ACAR poseer mayor capacidad de transporte que el AAAC para una misma sección neta de aluminio. Recomendación: En lo que respecta a la línea SIEPAC se recomienda dar preferencia al tipo ACAR; pero sin dejar de considerar ambos tipos de conductor (el AAAC y el ACSR/AW) en la evaluación económica de conductores.

4.4 Comparación Económica de Conductores

Fue realizada la evaluación económica de conductores para lo que fueron considerados todos los conductores indicados en el Anexo 1. Más tarde fue incluida la consideración del doble conductor por fase utilizado en la interconexión de 230 kV entre El Salvador y Honduras (2x477 ACSR “Flicker”). También es típico del sistema de líneas de transmisión de 230 kV de ETCEE, en Guatemala, utilizar el doble conductor por fase (2x477 ACSR “Hawk”). Sin embargo, inicialmente fue descartada la consideración de dos conductores por fase para la línea SIEPAC, tanto por DPC en su informe final como por esta consultoría individual debido a que incrementaría notablemente el nivel de inversión inicial, sin justificación técnica aceptable. Esta evaluación incluye los costos de pérdidas de energía, pérdidas por efecto corona y pérdidas por capacidad. También tiene en cuenta el costo de inversión de los conductores y las estructuras cuyos pesos de acero están influenciados por las tensiones máximas de

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trabajo y las flechas máximas de cada uno de los conductores. Finalmente se consideran los costos de montaje de las estructuras y los costos de instalación de los conductores. La simulación fue realizada para una transmisión de 300 MW con factor de potencia 0.9 y factor de perdidas 0.4, asumiendo cargas fijas del 15% anual. Se ha tomado un costo de energía de US$0.06/kWh y un costo de capacidad instalada de US$400/kW. Para el cálculo de las pérdidas corona se utilizó el programa de BPA (Boneville Power Administration) para la condición de lluvia a dos altitudes: 100 m comparable al nivel del mar y 2000 m. El valor utilizado ha sido el promedio de ambos para cada conductor considerado. Los cálculos de perdidas corona están mostrados en el Anexo 3. Los resultados de la evaluación económica de los conductores están mostrados en el Anexo 4. La posición relativa de los conductores por costos totales anuales y por costos de inversión es como sigue:

Posición Relativa Conductor Costo Anual

de Perdidas Inversión

Observaciones

795 ACSR Condor 14 2 Insuficiente Capacidad 795 ACSR/AW Condor 12 3 “ 795 ACSR Tern 13 1 “ 795 ACSR Drake 11 4 “ 795 ACSR/AW Drake 10 6 “ 900 ACSR Ruddy 8 7 Capacidad Marginal 900 ACSR/AW Ruddy 7 8 “ 927 18/19 ACAR 9 5 Insuficiente Capacidad 954 ACSR Rail 6 9 Sin protección contra corrosión 954 ACSR/AW Rail 4 11 Costo de Inversión mayor 1024.5 18/19 ACAR 5 10 Recomendado 954 ACSR/AW Card 3 12 Costo de Inversión mayor 1192-61 AAAC 2 13 Costo de Inversión mayor 2x477 ACSR Flicker 1 14 Costo de Inversión mayor Del examen de esta tabla se observa que los conductores de mayor sección son favorecidos por efectos de las menores pérdidas operacionales. En contrapartida los conductores de secciones mayores tienen un costo de inversión mayor. Recomendación: Entre los conductores tipo ACSR/AW, ACAR y AAAC que tienen la capacidad suficiente para transmitir 300 MW se destaca el 1024.5 ACAR que presenta el menor costo de inversión y cuya adopción se recomienda. El conductor doble “Flicker” a pesar de tener las menores pérdidas no podría ser seleccionado por el excesivo costo de inversión ya que, comparado al 1024.5 ACAR,

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representaría un costo adicional de US$15.270/km o más de US$28.000.000 para todo el proyecto, sin considerar el mayor costo de las fundaciones.

4.5 Vientos

Los vientos de proyecto considerados en el informe DPC exceden en gran proporción (alrededor de 50%) los valores adoptados en la región para los proyectos de 230 kV. El viento máximo resultante del informe DPC es 150 km/h contra 100 km/h en la región. La experiencia del Consultor en proyectos realizados en Guatemala y datos obtenidos de Costa Rica muestran que los vientos recomendados en el informe DPC serían extremadamente conservadores y tendrían un impacto económico negativo en el proyecto. El Anexo 5 muestra una comparación de vientos y presiones resultantes en los conductores y estructuras metálicas. Este cuadro revela que en media las presiones en los conductores serian 180% mayores y las presiones en las estructuras 220% mayores que las normalmente adoptadas en los proyectos de varios países de la región. El impacto económico adverso seria la de producir estructuras extremadamente pesadas (25% más en peso) con un costo extra para el proyecto de cerca de $25, 000,000. Recomendación: Se recomienda adoptar un viento máximo de 100 km/h actuando uniformemente en los conductores y estructuras sin corrección de altura.

4.6 Aislamiento y Material de los Aisladores

El informe DPC establece el uso de 16 unidades de discos cerámicos (vidrio o porcelana) de 254 mm x 246 mm para las cadenas de aisladores que se considera correcto para este proyecto localizado en topografía con alturas variando de 100 msnm a 2000 msnm. Con relación al material de los aisladores existe una tendencia moderna de utilizar aisladores no-cerámicos (generalmente constituidos por compuestos orgánicos siliconados) que han probado ser extremadamente satisfactorios en su desempeño, particularmente en atmósferas de contaminación pesada (salina, industrial). Estos materiales tienen probada experiencia (más de 20 años) y han sido instalados en líneas de alta y muy alta tensión. La aplicación de compuestos siliconados ha permitido el diseño de estructuras compactas de 230 kV, algunos de cuyos proyectos están operando en Guatemala por más de 10 años. La selección de materiales cerámicos o no-cerámicos para el proyecto SIEPAC es una decisión que tiene implicaciones técnicas (desempeño, instalación) y económicas (inversión inicial, mantenimiento). En ausencia de razones ambientales (problemas severos de contaminación) como es el caso para la mayor parte (un 80%) de la línea SIEPAC no se ve una ventaja técnica

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apreciable para el uso de aisladores no-cerámicos, considerando que la mayoría de los países tienen excelente experiencia con el empleo de aisladores cerámicos estándar. Sin embargo, para el 20% de la línea localizada en proximidades de la costa marítima en un radio de 10 km y en zonas de actividad volcánica, será necesario considerar el empleo de aisladores de elevado índice de distancia de fuga (mm/kV), no proporcionado por los aisladores cerámicos. Para estos casos los aisladores no-cerámicos proveen de excelente desempeño en ambientes de contaminación elevada. La instalación de los elementos aislantes no-cerámicos es más delicada y requiere cuidados especiales durante el montaje que, aun cuando normalmente se aplican cualquiera sea el tipo de aislador, no afectan tanto a los aisladores cerámicos más robustos, especialmente en lo que concierne a abrasiones y arañados superficiales de su acabado. Desde el punto de vista económico el aislador no-cerámico compite con el cerámico por causa de su reducido peso y mayor agilidad y facilidad de instalación. En este aspecto es aconsejable aceptar propuestas alternativas de los oferentes de la línea que podrían revelarse económicamente ventajosas para EPR. Desde el punto de vista de instalación y mantenimiento las unidades compuestas por aisladores no-cerámicos son mas fáciles para transportar, izar e instalar debido a su peso ligero. Recomendación: a) Se recomienda el empleo de aisladores cerámicos de larga y excelente experiencia en

los países de la región, en la mayor parte de la línea no expuesta a condiciones de contaminación ambiental significantes. Sin embargo podrían aceptarse propuestas alternativas con aisladores no-cerámicos de características eléctricas y mecánicas equivalentes si resultaran de interés económico para EPR.

b) En los trechos de línea expuestos a contaminación salina y/o volcánica elevada se recomienda el empleo de aisladores no-cerámicos.

4.7 Distancias Eléctricas

Las distancias eléctricas del informe DPC son consideradas deficientes para las sobretensiones de impulso (2150 mm) sin deflexión de la cadena por acción de viento. Recomendación: a) Siendo que la cadena de aisladores de suspensión estará compuesta de 16 unidades

de discos estándar cerámicos de 254 mm x 146 mm cuya distancia en seco es 2336 mm, se recomienda como mínimo adoptar la misma distancia en aire para asegurar la integridad del aislamiento. También porque debe preferirse la descarga a través de la cadena de aisladores en vez de la descarga en aire, esta última más difícil de controlar en el caso de falla de la protección.

b) Además, se recomienda considerar la acción de viento moderado (40 km/h),

normalmente asociado durante tormentas y descargas eléctricas. Este viento,

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actuando sobre el conductor y cadena de aisladores, produce la deflexión de la misma debiendo mantener la distancia mínima en aire, cuyo efecto en la determinación de la geometría de brazos de estructuras necesita tenerse en cuenta.

Con relación a las distancias eléctricas del informe DPC para sobretensiones de maniobra y 60 Hz, las primeras aparecen muy conservadoras y serán justificadas con más detalle más adelante en este informe.

4.8 Familia de Estructuras

Las familias de estructuras de 1 circuito y 2 circuitos del informe DPC no contemplan el uso de estructuras de ángulo medio y suspensión que son probadamente más económicas que las de amarre y ángulo, además de proporcionar una mayor flexibilidad en la operación de tendido de los conductores. Existe la posibilidad de fusionar las estructuras terminales con las estructuras de amarre y ángulo grande en un solo tipo de estructura que sirve para las dos aplicaciones. También es posible eliminar el diseño de estructuras terminales y ángulo de 90º para entrada a subestaciones si se prueba que son escasos los casos que requieren esa aplicación. En su lugar se emplean las estructuras terminales para 0º provistas con brazos adicionales para efectuar las entradas a los pórticos de las subestaciones con tensiones reducidas del conductor. En lo que respecta al diseño propuesto por INGENDESA de bajar el brazo medio a la altura del brazo inferior en las estructuras de 1 circuito, no se encuentra justificación satisfactoria, excepto por el hecho que reduce momentos en la estructura. Desde el punto de vista eléctrico es más importante conservar el brazo medio como fue originalmente propuesto por DPC ya que favorece el balance electromagnético entre las 3 fases. También tiene un efecto saludable en la localización de estructuras en los terrenos con pendiente transversal porque ayuda a disminuir la altura de la torre conservando las libranzas al suelo. Recomendación: a) Se recomienda agregar un tipo de estructura de ángulo medio en suspensión, utilizar

un solo tipo de estructura para ángulo grande y terminal y utilizar las estructuras terminales de 0º con brazos adicionales para las entradas en ángulo a las subestaciones.

b) También se recomienda la disposición de conductores en triángulo para las

estructuras de 1 circuito con el brazo medio equidistante del brazo superior e inferior.

4.9 Altura Básica de Estructuras y Vano Económico Recomendación: La altura básica adoptada para las estructuras del informe DPC y diseños de INGENDESA son muy elevadas (30 m al nivel del brazo inferior) y se recomienda

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reducirlas a 20 m para permitir una mejor utilización económica de las alturas y vanos en ocasión de efectuar la distribución de estructuras en los planos de Planta y Perfil. El vano medio de 380-400 m adoptado en el informe DPC aparece correcto para la topografía y extensión de la línea SIEPAC. No se considera necesario el ejercicio de determinación del vano económico para la línea SIEPAC que atraviesa regiones topográficas tan diversificadas y para lo que se necesitarían programas sofisticados de optimización de líneas (EPRI, PTI). Existe suficiente experiencia en los países de la región para juzgar y seleccionar el rango óptimo de vanos que conduce al proyecto de una línea económica de 230 kV. Es ampliamente conocido el hecho que en estudios detallados de optimización las curvas costo x vano son suficientemente planas para que el proyecto se mantenga dentro de parámetros económicos aún con variaciones de vanos de más o menos 50 m o a veces mayores.

4.10 Hipótesis de Carga

Las hipótesis de carga adoptadas por INGENDESA son en general aceptables, excepto por la hipótesis de cable reventado en las estructuras de suspensión y ángulo de 1 circuito donde se establece el equivalente de dos cables reventados, simultáneamente. El efecto de esta doble carga longitudinal es la de prácticamente hacer que la estructura sea más resistente en el sentido longitudinal que transversal y por lo tanto aumentar el peso y costo de la estructura, innecesariamente.

La hipótesis en cuestión esta diseñada para dar suficiente resistencia longitudinal (cargas de contención de falla) a las estructuras de suspensión a fin de prevenir el efecto cascada. Las recomendaciones de la norma ASCE 10-97 “Design of Lattice Steel Transmisión Line Structures” son de considerar el equivalente de un (1) cable por circuito a la tensión EDS o ligeramente inferior. Dada la escasa ocurrencia de conductor reventado, con el uso generalizado de conductores de mayor calibre, se recomienda cambiar la nomenclatura de esta hipótesis de carga para la de “Contención de falla”, que describe más correctamente el concepto de seguridad vigente en nuestros días. El informe INGENDESA recomienda insertar una estructura de amarre y ángulo medio por cada 10 estructuras de suspensión con el propósito aparente de limitar el daño que un evento de falla en cascada pudiera ocasionar. Esto se considera incoherente y costoso para el proyecto. La inserción de estructuras más resistentes es efectiva cuando las estructuras de suspensión no están diseñadas con resistencia longitudinal. En el caso de este proyecto donde las suspensiones están diseñadas para cargas longitudinales, la inserción de estructuras intermedias más resistentes es redundante. Solamente en caso de trechos largos entre PI’s del orden de 20-30 km podría considerarse su adopción.

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También debe tenerse en cuenta que la línea SIEPAC por su propio trazado tiene numerosos ángulos cuyo promedio esta en torno a 1 ángulo por cada 8-10 km. Estos ángulos generalmente llevan estructuras de mayor resistencia que ya hacen las veces de elementos limitadores (“stop towers”) a la propagación del posible efecto cascada. Siendo que el efecto de resistencia torsional es importante para contrarrestar el efecto de falla secundaria, es conveniente adicionar una hipótesis de carga de desbalance longitudinal con cargas equivalentes al 20-30% EDS en todos los cables, sin viento, que pueden actuar en diversas direcciones simultáneamente produciendo máxima torsión. En las hipótesis normales con viento máximo (transversal, longitudinal y ángulo) es aconsejable agregar una carga simultánea longitudinal de desbalance (que producen deflexión en las cadenas de aisladores) en las estructuras de suspensión del orden de 100-200 kg. Esta hipótesis permite el uso sin limitaciones de vanos adyacentes en ocasión de efectuar la distribución de estructuras. También en las hipótesis normales de carga con viento máximo es aconsejable adicionar una carga simultánea longitudinal de desbalance en las estructuras de amarre del orden de 400-500 kg, debidas a diferencias provocadas por los vanos de regulación adyacentes. Los factores de seguridad adoptados en los informes DPC/INGENDESA son adecuados para las cargas normales (1.50) y cargas excepcionales (1.20). Sin embargo será necesario re-establecer la condición de cargas de construcción para tendido y cargas de mantenimiento (doble vertical) con factores de seguridad mayores de 1.50 ya que se trata de operaciones con participación de personal. Recomendación: a) Se recomienda modificar la hipótesis de cable reventado para el equivalente de un

cable por circuito. b) Eliminar la inserción indiscriminada de estructuras de mayor resistencia en trechos

de línea menores de 20-30 km. c) Adicionar una hipótesis excepcional de desbalance longitudinal de todos los cables en

cualquier dirección simultáneamente. d) Agregar cargas longitudinales simultáneas en las hipótesis normales con viento

máximo para las estructuras de suspensión (100-200 kg) y de amarre (400-500 kg). e) Adicionar las hipótesis de carga de construcción (tendido de cables) y mantenimiento

(doble vertical) con factor de seguridad 1.70.

4.11 Acta de Reunión

En el Anexo 6 se incluye el Acta de Reunión y nómina de participantes del Taller I. En esta ocasión se solicitó a los participantes enviar las prácticas de proyecto de cada país en lo que respecta a los vientos y presiones de viento en los conductores y estructuras, así

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como también abordar cualquiera de los temas tratados, particularmente los relacionados a la selección del conductor.

5.0 TALLER INTERMEDIO

El Taller Intermedio tuvo lugar el 5/3/04 en las instalaciones del ICE en San José, Costa Rica, con la participación de los enlaces técnicos de los países socios de EPR y de la Unidad Ejecutora del SIEPAC. El objetivo principal de este taller fue confirmar las recomendaciones del Consultor con relación al calibre y tipo de conductor y criterios de vientos para el proyecto. También para exponer el avance de los trabajos del Consultor y tener la oportunidad de rever las cuestiones y comentarios expuestos por los representantes de los países y las respuestas del Consultor.

5.1 Comentarios de los Países Miembros del SIEPAC

Cada país envió sus comentarios sobre los temas tratados en el Taller I y particularmente se refirió a las prácticas de proyecto con relación a vientos y presiones en los conductores y estructuras, como fuera solicitado. La Unidad Ejecutora del SIEPAC concentró sus comentarios en torno a la selección del conductor. El Anexo 7 contiene los comentarios de los países y de la Unidad Ejecutora del SIEPAC. No hubo objeciones de los países para la adopción del conductor propuesto por el Consultor, esto es, 1024.5 Kcmil 18/19 ACAR. Con relación a las prácticas de vientos de proyecto la mayoría de los países del SIEPAC utiliza la velocidad de 100 km/h y presión de viento sobre los conductores de 48 kg/m2, Honduras emplea 120 km/h para velocidad del viento equivalente a 69 kg/m2 de presión sobre los conductores y Panamá utiliza el equivalente del Código NESC-USA para regiones sin hielo de 9 lb/ft2 (44 kg/m2) con factor de sobrecarga 2.50 establecido por ese mismo código.

5.2 Respuestas del Consultor

Las respuestas del Consultor a los comentarios de los países y Unidad Ejecutora SIEPAC están incluidas en el Anexo 8. Con relación a los comentarios sobre prácticas de vientos de proyecto fue establecido que el impacto económico al proyecto de diseñar para una velocidad del viento de 120 km/h seria del 15-20% extra en peso de estructuras y en costo del acero al que debería incluirse el costo de montaje y el sobrecosto de las respectivas fundaciones.

5.3 Acta de Reunión

El Acta de Reunión que se encuentra en el Anexo 9, refleja el consenso de los presentes en relación a los dos temas importantes de la reunión que fueron la selección del conductor y la adopción de los criterios de vientos para diseño de las estructuras.

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El acuerdo fue general y fueron confirmadas las recomendaciones del Consultor, o sea: • Conductor adoptado: 1024.5 Kcmil 18/19 ACAR • Viento de proyecto adoptado: 100 km/h equivalente a 48 kg/m2 de presión de viento

en los conductores.

6.0 VIENTOS DE PROYECTO Y TEMPERATURAS ASOCIADAS Recomendación: Los vientos de proyecto, presiones de viento en los conductores y estructuras serán los siguientes: Viento Máximo: 100 km/h sin corrección de altura en los conductores y estructuras

a 0 oC, equivalente a 48 kg/m2 de presión en los conductores y superficies cilíndricas cuyo factor de forma es 1.0; y a 154 kg/m2 en dos caras de las estructuras metálicas de celosía. Estos valores de presión serán multiplicados por los factores de carga que correspondan a las hipótesis de carga seleccionadas.

Nota: Para estructuras con alturas >60 m las presiones de viento serán

corregidas por altura.

7.0 CARACTERISTICAS DEL CONDUCTOR Las características físicas y mecánicas del conductor seleccionado 1024.5 Kcmil 18/19 ACAR son las siguientes: Diámetro: 29.59 mm Peso: 1.4312 kg/m Area total: 519.10 mm2 RTS: 11702 kg Nota: En elevaciones superiores a los 1500 msnm ubicadas en zonas urbanas se

recomienda usar dos conductores 477.0 ACSR “Hawk” por fase, debido a los efectos de ruido audible e interferencia que se podrían presentar al usar un solo conductor por fase.

7.1 Condiciones de Carga

Las condiciones de carga seleccionadas son las siguientes: Viento Máximo asociado con la temperatura ambiente de 0 ºC, presión de viento de 48 kg/m2 (Aplicable al viento transversal y longitudinal para el cálculo de cargas en las estructuras y para cálculo de inclinación de cadenas asociado a sobretensiones de 60 Hz). Viento Máximo asociado con la temperatura ambiente de 0 ºC, presión de viento de 24 kg/m2 (Aplicable al viento en ángulo a 45º para el cálculo de cargas en las estructuras y para el cálculo de inclinación de cadenas asociado a sobretensiones de maniobra).

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Viento Moderado asociado con temperatura de 0 ºC, presión de viento de 8 kg/m2 (40 km/h). (Aplicable para el cálculo de inclinación de cadenas asociado con sobretensiones de impulso). Temperatura Mínima de 0 ºC, sin viento, para verificación de cargas de arrancamiento. Temperatura Máxima de 80 ºC de operación del conductor, sin viento, para cálculo de flechas máximas, distribución de las estructuras en los planos de Planta y Perfil y verificación de libranzas.

7.2 Cálculo de Flechas y Tensiones

Las flechas y tensiones del conductor fueron calculadas partiendo de una tensión EDS igual al 16% para la temperatura de 25 oC, sin viento, final con creep para diversos vanos de regulación. Los resultados están mostrados en el Anexo 10.

8.0 DETERMINACIÓN DE LOS CABLES DE GUARDIA

La línea SIEPAC tendrá dos cables de guardia instalados siendo que uno de ellos será OPGW provisto con 48 fibras ópticas. Sin embargo, para efectos de determinación de cargas en las estructuras se consideraron dos OPGW por tener mayor diámetro, peso y tensión de ruptura. De tal manera las estructuras podrán eventualmente soportar las cargas de dos OPGW. Las características y materiales de ambos cables se muestran a continuación:

8.1 Hilo de Guardia

Recomendación:

El hilo de guardia recomendado por INGENDESA es aceptable desde el punto de vista mecánico y de capacidad para disipar las corrientes de corto circuito que se generen durante fallas a tierra en el sistema. También es adecuado para operar en ambientes contaminados que pudieran afectar el alma de acero del material. El calibre seleccionado es el 7#8 – 7 hilos Alumoweld con las siguientes características físicas y mecánicas: Diámetro: 9.779 mm Peso: 0.390 kg/m Área total: 58.56 mm2 RTS: 7226 kg

8.2 OPGW

El cable OPGW considerado tiene capacidad para alojar 48 fibras ópticas dentro de 3 tubos de aluminio y el conjunto de tubos y espaciador de aluminio esta alojado en el centro de encordado de Alumoweld que le comunica resistencia y protección mecánica. Sus características físicas y mecánicas, mostradas en el Anexo 10A, fueron adoptadas para efectos de establecer las cargas mecánicas máximas en las estructuras y son las siguientes:

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Diámetro: 14.00 mm Peso: 0.593 kg/m Área total: 107.17 mm2 RTS: 8723 kg El cable adoptado tiene capacidad de disipación térmica de 87 (kA)2.seg que es amplio para las corrientes de cortocircuito máximas consideradas y para la protección de los elementos de fibra óptica. Recomendación: Considerando que las corrientes de corto circuito máximas en el sistema no exceden de 12 kA y que las protecciones de “backup” deberían operar dentro de los 20 ciclos (1/3 de seg), la capacidad térmica mínima a especificar para el OPGW deberá ser de 44 (kA)2.seg.


Se calcularon las flechas y tensiones de los cables de guardia basado en mantener una relación mínima de flechas respecto al conductor de 0.90 para la condición EDS definida como 25 oC sin viento, final con creep. Los cálculos de flechas para el hilo de guardia 7#8 AW y para el OPGW se muestran en el Anexo 11 y 12, respectivamente.

9.0 LIMITACIONES EN LA TENSIÓN MECÁNICA DE LOS CONDUCTORES E HILO

DE GUARDIA

9.1 Conductor

Si comparados con proyectos localizados en regiones frías del hemisferio Norte, las condiciones meteorológicas del Proyecto SIEPAC pueden considerarse relativamente moderadas por tratarse de una región típicamente subtropical, sin presencia de hielo, sin temperaturas bajas extremas y con vientos máximos menores. Los mismos conductores empleados en la región del SIEPAC son, sin embargo, capaces de resistir las cargas de las regiones frías de mayor severidad meteorológica. De aquí se desprende que los conductores del proyecto SIEPAC trabajarán relativamente descargados y con factores de seguridad generalmente altos. El factor limitante más importante y posiblemente el único factor que establece un vínculo común entre SIEPAC y otras líneas localizadas en regiones frías, es la tensión EDS. Esta establece el límite de trabajo del material del conductor para protegerlo contra la fatiga de origen aeólica. Recomendación: En el caso de conductores ACAR es práctica común y aceptada limitar la tensión EDS al 16% de la tensión máxima de rotura (RTS). Partiendo de esta condición a la temperatura de 25 ºC, sin viento, final con creep se llega a los siguientes límites de tensiones iniciales y finales:

16

Tensión Mecánica (kg) % de RTS Condición de Carga Inicial Final Inicial Final

EDS, 25 ºC, sin viento 2091 1872 17.9% 16.0% Viento Máximo 48 kg/m2, 0 ºC 3120 2815 26.7% 24.0% Temperatura Mínima 0 ºC, sin viento 2425 2124 20.7% 18.2%

9.2 Hilo de Guardia

Partiendo de la relación de flechas 0.90 con respecto a la flecha del conductor para la condición de carga EDS a 25 ºC, sin viento, final con creep, se obtienen las tensiones limites para el hilo de guardia 7#8AW:



9.3 OPGW

De manera similar al hilo de guardia se establecen las tensiones límites para el OPGW 107.17 mm2-14 mm de diámetro:



10.0 ESTUDIO DE AISLAMIENTO

El aislamiento fue definido en los informes DPC/INGENDESA con la adopción de 16 unidades de aisladores cerámicos de 235 mm x 146 mm para las cadenas de suspensión. Se hace necesario, sin embargo, rever el tema de las distancias eléctricas para la determinación final de la geometría de brazos y súper-estructura y de las características mecánicas de los aisladores cerámicos. También será necesaria la definición de las características de los aisladores no-cerámicos que posiblemente serán aplicados para condiciones específicas del proyecto.

10.1 Distancias Eléctricas

Recomendación:

Las distancias eléctricas mínimas en aire que se recomiendan fueron determinadas para las sobretensiones de impulso, maniobra y 60 Hz. El resultado de esta determinación se muestra a continuación donde también se indican las distancias propuestas por DPC/INGENDESA a titulo de comparación:

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Tipo de Sobretension

Distancia Eléctrica (mm)

INFORME DPC/INGENDESA

Impulso 2360 2150 Maniobra 1320 1600 60 Hz 710 650

La metodología y el cálculo para la determinación de las distancias eléctricas mínimas en aire están mostrados en el Anexo 13.

10.2 Aisladores Cerámicos

Recomendación: La longitud de la cadena de aisladores compuesta de 16 unidades discos cerámicos de 254 mm x 146 mm incluyendo herrajes tipo estándar es 2600 mm (2810 mm con herrajes para trabajo en caliente). El tipo de aislador será ANSI Clase 52-5 de 25000 lb (11364 kg) M&E. La carga útil que podrá soportar este aislador con factor de seguridad 2.50 será: 11364 kg/2.50 = 4545 kg.

10.3 Aisladores No-Cerámicos

Recomendación: a) Aisladores no-cerámicos del tipo suspensión y amarre serán utilizados en reemplazo

de los aisladores estándar cerámicos en zonas de elevada contaminación salina y/o volcánica.

b) Las características eléctricas y mecánicas que tendrán estos aisladores serán como mínimo aquellas garantizadas para la cadena completa compuesta de 16 aisladores estándar cerámicos ANSI Class 52-5. El factor de seguridad de estos aisladores será ≥2.50.

10.4 Contaminación Ambiental

A igualdad de características eléctricas y mecánicas, los aisladores no-cerámicos a ser empleados en las zonas altamente contaminadas de la línea se diferenciarán de los aisladores cerámicos por el valor notablemente superior de su distancia de fuga. Recomendación: a) Se recomiendan adoptar las siguientes distancias de fuga para los aisladores no-

cerámicos dependiendo de la localización de la línea respecto de la proximidad a las zonas contaminadas:

Localización de la línea Nivel de

Contaminación Distancia de Fuga del

Aislamiento Proximidad de la línea al mar menor que 5 km

Nivel IV (31 mm/kV L-L)

≥7000 mm

Proximidad de la línea al mar >5 hasta 10 km

Nivel III (25 mm/kV L-L)

≥6300 mm

Proximidad a contaminación de origen volcánico


≥6300 mm

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b) La utilización y el desempeño de aisladores no-cerámicos en las áreas sujetas a contaminación volcánica deberá ser investigada con los fabricantes de estos aisladores.

c) Independientemente de la adopción de estos valores para los niveles de

contaminación EPR deberá considerar el mantenimiento periódico (programa de lavado) del aislamiento en áreas con contaminación severa.

En el Anexo 14 se discuten las consideraciones que soportan esta recomendación que esta basada en la definición de zonas de contaminación, atemperados por aspectos prácticos derivados de la experiencia operacional con líneas existentes de 230 kV.

11.0 GEOMETRÍA DE LAS ESTRUCTURAS

La geometría de las cabezas de las estructuras fueron determinadas con base en los valores adoptados para las distancias eléctricas mínimas para las sobretensiones de impulso, maniobra y 60 Hz asociadas con:

• El ángulo de desviación de la cadena de aisladores para las estructuras típicas tipo TS1 y TD1,

• Los cálculos de inclinación de cadenas para el caso de las estructuras típicas de

suspensión y ángulo tipo TSA y TDA ,

• La longitud de la cadena de suspensión(1).

• El ángulo de protección del hilo de guardia. Los valores y parámetros arriba mencionados definen las dimensiones de los brazos, la separación vertical de los mismos y la posición del hilo de guardia respecto de los conductores. Esta geometría define a su vez la configuración de los conductores e hilo de guardia soportados por las estructuras. Nota(1): Los cálculos fueron realizados con una longitud de cadena de 2600 mm

considerando herrajes estándar. Los mismos fueron verificados para la cadena provista con herrajes para trabajo de mantenimiento en línea viva cuya longitud total seria 2810 mm.

11.1 Cálculos de Inclinación de Cadenas para las Estructuras TS1/TD1; TSA/TDA

La longitud de brazos o ménsulas de las estructuras TS1/TD1 y de las estructuras asimétricas tipo TSA/TDA fueron objeto de cálculo de la inclinación de cadenas bajo el efecto del ángulo de línea y relación vanos viento/peso para diferentes condiciones de magnitud y dirección de viento. La asimetría de las estructuras TSA/TDA se revela en las diferentes longitudes de brazos o mensulas dependiendo de la posición del conductor respecto del cuerpo de la torre, externo o interno en relación al ángulo de la línea.

19

En el Anexo 15 y Anexo 15A se incluyen los cálculos y parámetros adoptados para la determinación de las inclinaciones máximas y mínimas y longitud de brazos resultantes para mantener las distancias eléctricas mínimas a la superficie metálica de las estructuras TS1/TD1 y TSA/TDA, respectivamente.

11.2 Ángulo de Protección contra Descargas de Rayo

El ángulo de protección del hilo de guardia y su posición geométrica fue determinado mediante simulación de su efecto en el número y tipo de salidas de línea. Para esto se utilizó el programa de EPRI “Tflash” y las simulaciones fueron ejecutadas por EPR. Los parámetros escogidos fueron los siguientes:

• Aislamiento provisto por la cadena de suspensión: 16 aisladores estándar. • Resistencia de pie de torre: 10 ohms (se redujo a 5 ohms para determinar su

influencia) • Nivel Isoceráunico: (variable, se probaron cuatro niveles de densidad de rayos, 8, 10,

12 y 14 descargas por km2 equivalentes a 95, 115, 136 y 156 descargas por año, respectivamente)

• Angulo de Protección: (variable, se probaron ángulos de 5º, 0º, -5º y -10º)

El análisis de salidas de línea mostró lo siguiente:

• Para el nivel de aislamiento de 16 aisladores no hay incentivo en reducir la resistencia

de pie de torre a menos de 10 ohms ya que las salidas por onda de retorno,“backflash”, para esta combinación de aislamiento y resistencia de aterramiento son nulas.

• El ángulo de protección negativo mejora drásticamente el desempeño de la línea y

elimina prácticamente la falla por descarga directa. Recomendación:

a) Se recomienda mantener el valor de resistencia de pie de torre en 10 ohms para toda la extensión de la línea.

b) Como consecuencia se recomienda la adopción de un ángulo de protección de 10º negativo.

Es interesante mencionar que el Angulo de protección de 10º negativo es empleado en las estructuras existentes de 230 kV de ETCEE, en Guatemala.

En el Anexo 16 se muestran los resultados de las simulaciones de salidas de línea vs. ángulo de protección del hilo de guardia.

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12.0 FAMILIA DE ESTRUCTURAS

Varias familias de estructuras han sido consideradas para cubrir los requerimientos de la línea SIEPAC, que incluyen estructuras de diversos tipos constructivos para uno y dos circuitos. La familia de estructuras de mayor aplicación es la de torres metálicas de celosía de un circuito que cubre las necesidades de la línea en un 80%. Le sigue una segunda familia de torres metálicas de celosía de doble circuito que deberán soportar el circuito de EPR y un segundo circuito que, por razones de escasez de espacio físico disponible, aprovecha la servidumbre de EPR para cubrir necesidades propias operacionales del sistema nacional de transmisión del país donde esta localizado. Topografías difíciles encontradas en algunas localizaciones a lo largo de la ruta, que no permiten la construcción de estructuras de celosía de base ancha, han requerido la creación de una familia de estructuras metálicas de celosía de base angosta para uno y dos circuitos. Finalmente existen localizaciones específicas en la ruta cuya aprobación y obtención de servidumbre está condicionada a minimizar el impacto visual de la línea, para lo que se ha creado una familia de estructuras estéticas en postes de acero de uno y dos circuitos. Las cuatro familias descritas tienen en común las mismas geometrías o disposición de conductores y cargas de proyecto de tal manera que son fácilmente intercambiables siempre que se respete el tipo y rango de aplicación. Otras familias de estructuras que por sus características especificas de aplicación o diseño fueron consideradas para la línea SIEPAC, son las estructuras especiales de cuatro circuitos y las compactas en postes de acero y concreto, que son tratadas mas adelante en este informe.

12.1 Torres de Circuito Simple

La familia de torres metálicas de celosía para un circuito está definida por los siguientes tipos y prestaciones:

TIPO

APLICACIÓN ANGULO MAXIMO

VANO DE VIENTO

(m)

VANO DE PESO

(m)

OBSERVACIONES

TS1 Suspensión y ángulo 0-2 grados

2 400 600

TS2 Suspensión y ángulo 0-2 grados

2 700 1050 (1)Vano límite 800 m

TSA Suspensión y ángulo 2-10 grados

10 400 1050

TMS Amarre en línea y ángulo 0-30 grados

30 0

400 1500

1500 1500

Arrancamiento vertical (-900) m

21

TDS Terminal(2) y ángulo 0-65 grados

65

400

1500


Notas:

(1)El vano límite adyacente adoptado para la estructura TS2 es inferior al valor teórico calculado aplicando la formula de la Norma VDE 0210 que gobierna la separación mínima admisible entre fases: D = k√(f + L) + 1.55/√δ donde: D = distancia mínima entre fases, m. k = 0.62 para configuración horizontal. f = flecha del conductor en m, calculada para la temperatura máxima de operación, y

para el vano máximo de utilización de la estructura. L = longitud de la cadena de aisladores, m. δ = densidad relativa del aire. (2)Cuando la estructura funciona como terminal los vanos máximos de utilización se reducen al 75%.

12.2 Torres de Circuito Doble

La familia de torres metálicas de celosía para dos circuitos está definida por los siguientes tipos y prestaciones:

TIPO


VANO DE VIENTO

(m)

VANO DE PESO

(m)

OBSERVACIONES

TD1 Suspensión y ángulo 0-2 grados

2 400 600

TD2 Suspensión y ángulo 0-2 grados

2 700 1050 (1)Vano límite 800 m

TDA Suspensión y ángulo 2-10 grados

10 400 1050

TMD Amarre en línea y ángulo 0-30 grados

30 0

400 1500

1500 1500


TDD Terminal(2) y ángulo 0-65 grados

65 400

1500


Notas: (1) y (2) se aplican las mismas del punto 12.1, arriba.

12.3 Torres de Base Estrecha

La familia de torres metálicas de celosía de base estrecha para uno y dos circuitos están definidos por los siguientes tipos y prestaciones:

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TIPO


VANO DE VIENTO

(m)

VANO DE PESO

(m)

OBSERVACIONES

1 Circuito TES1 Suspensión y ángulo

0-2 grados 2 400 600

TEMS Amarre y ángulo 0-30 grados

30 0

400 1500

1500 1500


2 Circuitos

TED1 Suspensión y ángulo 0-2 grados

2 400 600

TEMD Amarre y ángulo 0-30 grados

30 0

400 1500

1500 1500


12.4 Estructuras Estéticas con Postes de Acero

La familia de estructuras estéticas en postes de acero para uno y dos circuitos está definida por los siguientes tipos y prestaciones:

TIPO


VANO DE VIENTO

(m)

VANO DE PESO

(m)

OBSERVACIONES

1 Circuito

PS1 Suspensión y ángulo 0-2 grados

2 400 600

PMS Amarre y ángulo 0-30 grados

30 400 1500 Arrancamiento vertical (-900) m

2 Circuitos

PD1 Suspensión y ángulo 0-2 grados

2 400 600

PMD Amarre y ángulo 0-30 grados


12.5 Siluetas de Estructuras

Las siluetas de estructuras en torres de celosía y postes de acero cuyas familias fueron definidas mas arriba se muestran en el Anexo 26.

13.0 TORRES ESPECIALES DE 4 CIRCUITOS

Torres especiales de 4 circuitos fueron propuestas para ser utilizadas en trechos específicos de la línea SIEPAC, entrando en las Subestaciones de Ahuachapan, Nejapa y 15 de Septiembre localizadas en El Salvador, por aparentes dificultades en obtener servidumbre.

23

Las estructuras especiales llevarían el circuito de entrada y salida de EPR y los otros dos circuitos serian de propiedad de ETESAL. La longitud total de los trechos a cubrir serian de aproximadamente 20 km. Se presentan para este tipo de construcción la situación de circuitos que podrían sufrir salidas simultáneas, típicas de las estructuras de dos o más circuitos donde frecuentemente la salida de un circuito por efecto de rayos provoca la salida de ambos. Bajo estas circunstancias la confiabilidad de soportar dos o más circuitos en una misma estructura crea un problema operacional que debe ser abordado. Otras circunstancias que preocupan desde el mismo aspecto de confiabilidad es la posibilidad de falla estructural de una o mas torres por efecto de sobrecargas de origen meteorológico (vientos), colapso de fundaciones por efecto sísmico o por falla de suelos (lluvias) y también por vandalismo. Cualquiera de ellos podría involucrar la pérdida total de los circuitos de 230 kV de EPR.

13.1 Aspectos de Confiabilidad

No es inusual en sistemas de transmisión desarrollados el de tener estructuras multicircuitos en AT y aun EAT. La confiabilidad de mantener uno o más de los circuitos activos con la salida de uno de ellos ha sido siempre un problema a ser confrontado. Uno de los aspectos cruciales de confiabilidad es cuantos o cuales circuitos pueden ser sacrificados sin, por lo menos en situación de emergencia de corta duración, afectar el servicio del sistema como un todo. En sistemas muy desarrollados (mallados de nodos y líneas) es posible aceptar la salida de circuitos o contingencias de uno, dos u ocasionalmente más circuitos. En sistemas nacientes, de una línea, un circuito, por ejemplo no existe la flexibilidad de la contingencia y el sistema es entonces más precario, en esos casos la planificación de sistemas exige que un segundo circuito, cuando adicionado, sea instalado físicamente separado del primer circuito. Esta última situación es por la que atraviesa EPR en el tramo de ETESAL ya que a pesar de la línea SIEPAC estar eléctricamente conectada en paralelo con los sistemas nacionales, que podrían hacer las veces de paso alternativo o contingencia para cualquier evento en la línea de EPR, esto no se verifica en El Salvador. La situación se agrava no solamente por los dos circuitos de ETESAL en la misma estructura de EPR pero más aun por ser la propia línea SIEPAC que tiene sus circuitos de enlace a las subestaciones, entrada y salida en la misma estructura. En vista de estas consideraciones se recomienda: Recomendación: a) Efectuar la separación física de circuitos entre EPR y ETESAL

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b) EPR debería considerar la entrada y salida de las subestaciones en estructuras de circuito simple manteniendo el criterio y configuración del resto de la línea SIEPAC. Esta línea debería estar localizada en servidumbre propia, no compartida.

c) Circunstancias de fuerza mayor podrían hacer inviable la separación total

recomendada. En ese caso EPR deberá aceptar riesgos de continuidad y confiabilidad del servicio y para ello deberá hacer estudios especiales para planificar las medidas a tomar por sus operadores en estas emergencias.

d) Evitar el uso de estructuras de 4 circuitos y solamente considerarlas, en caso extremo, como ultima opción.

13.2 Aislamiento Diferencial

La probabilidad más frecuente de salida simultánea de circuitos se presenta con la falla por efecto de descargas eléctricas cuya magnitud es considerada muy alta en toda la región de la América Central. En caso de continuarse con la proposición de los 4 circuitos en una estructura común podrían considerarse el empleo de algunas técnicas para disminuir las probabilidades de salidas simultáneas de circuitos por descargas atmosféricas. Una técnica frecuentemente utilizada en estructuras de dos circuitos es la de aplicar aislamiento diferencial de tal manera que uno de los circuitos, el circuito de sacrificio, es aislado con menor BIL (numero menor de aisladores), lográndose de esa manera mantener en servicio un circuito en la mayoría de los eventos posibles. En el caso de las estructuras de 4 circuitos podría aplicarse esta técnica y hacer que los dos circuitos de ETESAL sean aislados con un BIL menor que los circuitos de EPR. Todavía se mantendría la incertidumbre de los dos circuitos de EPR en la misma estructura que tendrían el mismo nivel de aislamiento. Otro aspecto importante a resolver es la configuración física de los circuitos EPR en relación a los circuitos de ETESAL en la misma estructura. Con el ánimo de resolver este plantemiento se han realizado simulaciones de salidas de línea que se discuten a continuación.

13.3 Salidas de Línea

EPR ha producido una serie de simulaciones de salidas de línea empleando el programa “TFlash” de EPRI con los siguientes parámetros: • Aislamiento de los circuitos EPR: 16 aisladores • Aislamiento de los circuitos ETESAL: 12, 13 y 14 aisladores • Posición de los circuitos EPR: arriba de ETESAL, a un lado de la

estructura en vertical, debajo de ETESAL • Nivel Isoceráunico: Variable • Resistencia de pie de Torre: 10 ohms

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Los resultados de las simulaciones están mostrados en el Anexo 17. Del examen de resultados se recomienda: Recomendación: a) Ubicar los circuitos de EPR a un lado de la estructura, en vertical, opuesto a los

circuitos ETESAL, nuevo y existente de 115 kV con el cual hará paralelismo. b) Aislar los dos circuitos de ETESAL con 13 aisladores (3 aisladores proveen el

aislamiento diferencial óptimo) c) Considerar que si bien se disminuyen notablemente las probabilidades de salidas

simultáneas de circuitos, la posibilidad de ocurrencia y pérdida total de dos o más circuitos aún existe.

13.4 Comentarios Adicionales y Conclusiones Derivadas del Taller Final

La utilización y confiabilidad de estructuras de cuatro circuitos fue ampliamente discutida con los participantes del SIEPAC durante el Taller Final realizado en San José, Costa Rica, los días 22 y 23 de Abril/2004, donde nuevos puntos de vista fueron presentados, como sigue: El representante de la Unidad Ejecutora del SIEPAC explicó la configuración física y eléctrica de los cuatro circuitos (2 de EPR y 2 de ETESAL) que tornarían indeseables las siguientes condiciones:

a. La salida de un circuito de ETESAL daría como consecuencia la interrupción del circuito EPR por sobrecarga y viceversa por lo que sería irrelevante la aplicación del aislamiento diferencial ya que ambos circuitos tendrían igualdad de importancia.

b. La separación física de los circuitos de EPR y ETESAL traería como consecuencia el

cruzamiento de ambos circuitos. El representante de la Unidad Ejecutora del SIEPAC indicó la posibilidad de crear una subestación de maniobra, con o sin transformación de 115 kV para conexión al sistema existente en la subestación de Nejapa. La subestación de maniobra estaría localizada en la bifurcación de la línea EPR con ETESAL a unos 8-10 km de Nejapa. La construcción de esta subestación mejoraría notablemente la confiabilidad total del sistema de 230 kV. Como consecuencia EPR y ETESAL se comprometieron a buscar una mejor opción al problema de confiabilidad sea mediante la separación física de los circuitos, sea mediante la construcción de una subestación de maniobra en las inmediaciones de Nejapa. Igual temperamento sería seguido para la entrada a la subestación de Auachapán; pero buscando la posibilidad de separación de los circuitos. (En las subestaciones de Ahuachapán y 25 de septiembre la opción es buscar una separación geográfica de los circuitos, ya que hacer otra subestación no es económicamente lo mejor).

26

13.5 Familia de Estructuras de 4 Circuitos

La familia de torres metálicas especiales de celosía para cuatro circuitos está definida por los siguientes tipos y prestaciones:

TIPO


VANO DE VIENTO

(m)

VANO DE PESO

(m)

OBSERVACIONES

2TD1 Suspensión y ángulo 0-2 grados

2 400 600

2TMD Amarre y ángulo 0-30 grados

30 0

400 1500

600 600


2TDD Terminal y ángulo 0-65 grados


13.6 Siluetas de Estructuras de 4 Circuitos

Las siluetas de estructuras en torres metálicas de celosía de cuatro circuitos cuya familia esta definida más arriba se muestran en el Anexo 26.

14.0 ESTRUCTURAS COMPACTAS CON POSTES DE ACERO

Las estructuras compactas en postes de acero están proyectadas para llevar el circuito de 230 kV de EPR y un circuito adicional de 69 kV de propiedad de ETCEE. Este trecho, localizado en Guatemala, tendrá una extensión de aproximadamente 20 km y empalmará con estructuras metálicas de celosía de un circuito en las proximidades de la salida de la Subestación Guate Norte. Este trecho de línea ocupará la servidumbre de la línea existente de 69 kV de ETCEE y el circuito de 230 kV estará proyectado para dos conductores 477.0 ACSR “Hawk” por fase debido a que estará localizado en una altitud cercana a los 1900 m donde los problemas de perdidas corona y efectos ambientales pueden ser severos.

14.1 Cable de Guardia

Las estructuras compactas en postes generalmente son proyectadas para la instalación de un único cable de guardia. Sin embargo, para la línea de EPR se ha creído importante mantener la configuración general de conductores y protección contra descargas adoptando el criterio de instalar los dos cables, constituidos por el 7#8 Alumoweld y el OPGW, soportados por brazos metálicos a ambos lados del poste.

14.2 Circuito Adicional de 69 kV

El circuito de 69 kV de ETCEE llevará un conductor 477.0 Kcmil ACSR “Hawk” por fase que es el conductor de la línea existente que se quiere sustituir.

27

14.3 Simulaciones de Salidas de Línea

Fueron realizadas simulaciones de salidas de línea por EPR y el Consultor para verificar el desempeño del circuito de 230 kV con protección de dos cables de guardia que, en la estructura típica de suspensión, estarán soportados por un brazo de 1.0 m de largo con un ángulo de protección de aproximadamente 17 grados . Los resultados de la simulación junto con el esquema de nodos y elementos para entrada al programa Multiflash se muestran en el Anexo 18, donde también se incluyen salidas del programa Tflash. El examen de los resultados muestra que habrá una probabilidad muy baja de salida de los dos circuitos simultáneamente por “backflashover” que podría afectar el circuito EPR de 230 kV. Por otra parte el circuito de 69 kV tendría elevadas probabilidades de salida y actuaría como fusible protector del circuito de 230 kV. En lo que respecta a fallas de blindaje de las fases del circuito de 230 kV ellas serian prácticamente nulas. Recomendación: a) Con el objetivo de reducir el número de salidas del circuito de 69 kV se recomienda

especificar una resistencia de puesta a tierra de 5 omhs para esta aplicación conjunta de los dos circuitos instalados en el mismo poste.

b) Cuando esta estructura sea utilizada con el circuito de 230 kV solamente, la

resistencia de puesta a tierra será la normal de 10 ohms.

14.4 Características del Conductor

El conductor para ambos circuitos será el 477.0 Kcmil 26/7 ACSR “Hawk” predominantemente utilizado por ETCEE en sus líneas de 230 kV y 69 kV. Sus características físicas y mecánicas son las siguientes:

Diámetro: 21.793 mm Peso: 0.9760 kg/m Área total: 280.90 mm2 RTS: 8845 kg


Las flechas y tensiones del conductor fueron calculadas partiendo de una tensión EDS igual al 18% para la temperatura de 25 oC, sin viento, final con creep para diversos vanos de regulación. Los resultados están mostrados en el Anexo 19.

14.6 Brazo Aislante – Aislamiento

El aislamiento de estas estructuras compactas estará provisto por aisladores especiales fabricados de compuestos orgánicos siliconados de excelente nivel de desempeño en ambientes con contaminación severa y que permiten la compactación de líneas de una manera eficaz, particularmente tratándose de postes simples.

28

Las estructuras de suspensión llevarán Brazos Aislantes en V-Horizontal que permiten posicionar los conductores en configuraciones prácticamente fijas eliminando el balance de las cadenas de suspensión. Las características eléctricas y mecánicas de estos aisladores permiten duplicar aquellos valores provistos por los aisladores cerámicos estándar de las cadenas de 16 unidades. A título de ejemplo se muestra un dibujo de un conjunto de aisladores V-Horizontal para 230 kV disponible en el mercado, con sus características eléctricas y mecánicas, en el Anexo 20.

También, en el Anexo 21 se muestra un aislador típico no-cerámico, columna de suspensión para 230 kV, con sus características eléctricas y mecánicas, que se utiliza tanto en las suspensiones en ángulo o en los amarres. Finalmente se muestra en el Anexo 22 un dibujo típico del aislador de 69 kV del tipo “line post” con sus características mecánicas, eléctricas y dimensionales para soporte del conductor “Hawk” en las estructuras de suspensión y ángulo leve. Para este aislador se recomienda utilizar el diseño para línea de clase 115 kV a fin de proporcionar una característica mecánica superior a los esfuerzos verticales y adicionalmente un mejor desempeño eléctrico.

14.7 Anillo Anti-Corona Recomendación:

Los elementos de tensión de los brazos aislantes y los utilizados en el amarre de conductores deberán llevar instalados anillos anti-corona (“grading rings”) en los extremos próximos al conductor. El propósito de este anillo anti-corona es la de uniformizar (“grade”) la intensidad del campo eléctrico alrededor del aislador en la zona inferior donde la distribución del voltaje aplicado (fase-tierra) es mayor y eliminar posibles causas de deterioro del material y acumulación de contaminantes en la superficie del aislador. La utilización de los anillos anti-corona son recomendados por los fabricantes de aisladores no-cerámicos para tensiones de 230 kV y mayores y son típicamente aplicables a los elementos que trabajan en tensión debido a sus estrechas dimensiones transversales (diámetros menores).

14.8 Geometría

Para la geometría de la estructura PCASA en particular cuya aplicación es suspensión y ángulo hasta 15º se realizaron cálculos de inclinación de las cadenas bajo diversas condiciones de carga, incluyendo combinaciones de vanos de peso mínimos con vientos soplando en dirección contraria al ángulo. Los detalles de los cálculos y el resumen de los valores adoptados de ángulos de inclinación y longitud de soporte del brazo fijo (“bracket”) están mostrados en el Anexo 23.

29

14.9 Contra-Flecha

Los postes de acero se caracterizan por su flexibilidad e importantes deflexiones cuando están sometidos a cargas concentradas en el extremo superior. Esto se verifica durante los ensayos en bancos de prueba, en los cálculos estructurales y también, y más particularmente, son visibles en la operación diaria en estructuras de postes de ángulo y terminales. Recomendación: Con el fin de eliminar esta condición que puede aparecer indeseable desde el punto de vista estético, se recomienda fabricar con contra-flecha (“pre-camber”) todos los postes de ángulo mayores de 2º y terminales. La contra-flecha a ser aplicada en fábrica, generalmente por métodos térmicos, es especificada para las cargas EDS, sin viento y sin factoreo de las mismas, de tal manera que los postes una vez instalados con todos los conductores en su lugar presentan una condición sustancialmente vertical. Aquellos postes provistos con pernos de anclaje y placa-base podrán también corregir su verticalidad para deflexiones leves del poste (caso de ángulos pequeños y estructuras con conductores en bandera) actuando sobre las tuercas de nivelamiento de los pernos.

14.10 Familia de Estructuras Compactas con Postes de Acero

La familia de estructuras compactas con postes de acero para un circuito de 230 kV y un circuito de 69 kV está definida por los siguientes tipos y prestaciones:

TIPO


VANO DE VIENTO

(m)

VANO DE PESO

(m)

OBSERVACIONES

PCAS1 Suspensión y ángulo 0-5 grados

5 250 350 Disposición triangular

PCAS2 Suspensión y ángulo 0-5 grados

5 250 350 Disposición vertical de conductores

PCASA Suspensión y ángulo 0-15 grados


PCAMS Amarre y ángulo 0-30 grados


PCADS Terminal y ángulo 0-50 grados

50

250

350


La estructura PCAS2 es una variante de la estructura PCAS1, ambas tiene las mismas prestaciones; pero la primera utiliza la disposición física de las tres fases en vertical a un lado del poste que permite su localización en faja estrecha de terreno, típicamente al borde de camino y en proximidad del lindero de la propiedad privada.

30

14.11 Siluetas

Las siluetas de estructuras compactas en postes de acero para un circuito de 230 kV y otro de 69 kV, cuya familia esta definida más arriba se muestran en el Anexo 26.

15.0 ESTRUCTURAS COMPACTAS CON POSTES DE CONCRETO

Una familia de estructuras compactas con postes de concreto fue creada para el soporte de un (1) circuito de 230 kV para ser utilizada posiblemente en la salida de la Subestación de Guate Este, Guatemala, debido a las dificultades encontradas con la obtención de servidumbre en una zona densamente ocupada por propiedades privadas. La utilización de postes de concreto obedece a la necesidad de localizar el circuito de 230 kV de EPR a lo largo de vía pública de trazado sinuoso, con numerosos ángulos y que solo permite vanos relativamente cortos. Estos postes tienen la ventaja de ser fabricados localmente y conforme su aplicación tendrá una diversidad de capacidades y alturas que podrían obtenerse con mayor facilidad eliminando la importación. Sin embargo, durante el desarrollo del Taller Final que tuvo lugar en San José, Costa Rica, durante los días 22 y 23 de Abril/2004, con la participación de miembros del SIEPAC, EPR indico la posibilidad de un nuevo trazado para la salida de la línea de la Subestación de Guate Este que podría modificar sustancialmente la necesidad y aplicación de una familia completa de estructuras en postes de concreto. Básicamente la salida seria construida en área abierta con estructuras metálicas de celosía y solamente un trecho de alrededor de 1 km necesitaría de la instalación de estructuras compactas de postes. Esta ruta esta pendiente de definición.

15.1 Características del Conductor

Se utilizará el conductor 477.0 Kcmil 26/7 ACSR “Hawk”, dos por fase, por razones de altitud (1700-1900 m), pérdidas corona y efectos ambientales, especialmente Ruido Audible, que podría generar enojo y reclamos entre los residentes del área. Sus características físicas y mecánicas son las indicadas en el párrafo 14.3 de este informe. Debido a las limitaciones impuestas por los postes de concreto en cuanto a su capacidad mecánica y altura se han adoptado tensiones reducidas para el conductor (1000 kg con viento máximo a 0º, inicial) e hilo de guardia y como se indicó más arriba vanos relativamente cortos para el diseño de las estructuras.


El cálculo de las flechas y tensiones del conductor y OPGW se muestra en el Anexo 24.

31

15.3 Cálculo de Capacidad de Postes de Concreto

Basado en las capacidades existentes o especificadas de los postes de concreto se han establecido los tipos de estructuras y configuraciones de los conductores e hilo de guardia y se ha verificado que estas capacidades son adecuadas para los vanos y ángulos de proyecto. Estas verificaciones están mostradas en el Anexo 25. Conforme estos cálculos las capacidades de postes y alturas requeridas serán las siguientes:

• 7000 lbs, 25, 30 y 33 m • 13000 lbs, 30 y 33 m • 20000 lbs, 30 y 33 m

Sin embargo, es necesario hacer notar que la capacidad del poste de 20000 lbs es meramente especificado; pero no disponible al momento. Su disponibilidad debe ser verificada con el fabricante de postes.

15.4 Familia de Estructuras Compactas con Postes de Concreto

La familia de estructuras compactas en postes de concreto para un circuito de 230 kV está definida por los siguientes tipos y prestaciones:

TIPO


VANO DE VIENTO

(m)

VANO DE PESO

(m)

OBSERVACIONES

PCCS1 Suspensión y ángulo 0-5 grados

5 175 250 Disposición triangular

PCCS2 Suspensión y ángulo 0-5 grados


PCCSA Suspensión y ángulo 5-10 grados


PCCMS Amarre y ángulo 0-30 grados

30

175 250 Arrancamiento vertical (-150) m

PCCDS Terminal y ángulo 0-50 grados


15.5 Siluetas

Las siluetas de estructuras compactas en postes de concreto para un circuito de 230 kV, cuya familia esta definida más arriba se muestran en el Anexo 26.

16.0 HIPÓTESIS DE CARGA

Las hipótesis de carga y factores de carga asociados fueron determinados con base en las recomendaciones de los documentos CEI 826, ASCE No. 74 y la experiencia existente en el diseño y operación de líneas de 230 kV.

32

Estas recomendaciones CEI y ASCE de carácter internacional enfatizan los aspectos de confiabilidad, seguridad (security) y protección al personal (safety) en la elaboración de cargas e hipótesis de carga para el proyecto de estructuras de transmisión. Las hipótesis de carga normales son aquellas que deben resistir las estructuras bajo el efecto de los vientos máximos (aspectos de confiabilidad) considerados soplando en varias direcciones y con todos los cables intactos. A estas cargas se les ha agregado una componente longitudinal que, en las estructuras de suspensión representa la carga de desbalance o deflexión longitudinal de las cadenas de suspensión (100-200 kg); mientras que en las estructuras con aisladores de anclaje representa las diferencias de tensiones en los cables por variación del vano de regulación (400-500 kg). El factor de carga adoptado para las cargas normales es 1.50. Es importante resaltar que la adopción de cargas longitudinales, a las tradicionales hipótesis de carga máxima normales, permiten flexibilizar las limitaciones de relación de vanos adyacentes muchas veces impuestas durante la ejecución de la distribución de estructuras. En particular se ha dado importancia a otorgar a las estructuras de suficiente resistencia longitudinal y torsional, incorporando los conceptos de contención de falla y desbalance longitudinal (aspectos de seguridad) simulando cargas dinámicas que pueden desarrollarse en las estructuras de suspensión adyacentes a estructuras que han sufrido colapso estructural. Las cargas secundarias inducidas en las estructuras adyacentes como consecuencia de la falla primaria de una estructura deben ser contenidas por las primeras 2-3 estructuras evitando su propagación causando el efecto cascada. Estas cargas de contención de falla y desbalance longitudinal son consideradas cargas excepcionales y llevan incorporados un factor de seguridad mínimo 1.20. Las estructuras y sus fundaciones deberán soportar cargas excepcionales debidas a sismos equivalentes a una aceleración de 0.5G en las tres direcciones conforme recomendación de DPC, con factor de seguridad 1.20. Hipótesis de Carga de Construcción y Mantenimiento han sido consideradas (aspectos de protección al personal) simulando el tendido de cables, uno por vez, y el izado de un cable desprendido de 2-3 estructuras adyacentes generando una sobrecarga vertical equivalente a dos veces el vano de peso, también uno por vez. Estas cargas generalmente llevan un factor de carga más elevado ya que se trata de operaciones que envuelven personal. El factor de sobrecarga adoptado es 1.70. Dependiendo de los tipos de estructuras y sus aplicaciones estas hipótesis de carga pueden variar esto se encuentra reflejado en la consideración de cargas actuantes y sus combinaciones. Las siguientes hipótesis de carga fueron consideradas:

33

16.1 Estructuras de Suspensión y Angulo

Hipótesis de Carga Otras Cargas Factor de Carga

I Normal,Viento Máximo Transversal, todos los cables intactos con ángulo y vanos máximos

Desbalance Longitudinal

1.50

II Normal, Viento Máximo Longitudinal, todos los cables intactos con ángulo y vanos máximos


1.50

III Normal Viento Máximo a 45º , todos los cables intactos con ángulo y vanos máximos


1.50

IV Excepcional, contención de Falla, tensiones de cables EDS, un conductor o hilo de guardia por circuito, no simultáneos

Otros cables instalados o no

1.20

V Excepcional, Desbalance Longitudinal, todos los cables (15-20% de la tensión EDS), sin viento, en cualquier combinación produciendo máxima torsión

No

1.20

VI Construcción, Tendido de Cables, 70% de la tensión EDS, sin viento, un conductor o un hilo de guardia


1.70

VII Mantenimiento, Doble Carga Vertical, sin viento, un conductor o un hilo de guardia


1.70

Adicionalmente las estructuras serán verificadas para operación con un circuito instalado solamente.

16.2 Estructuras de Amarre y Angulo

Hipótesis de Carga Otras Cargas Factor de

Carga I Normal,Viento Máximo Transversal, todos los cables

intactos con ángulo y vanos máximos Desbalance

Longitudinal 1.50



1.50



1.50

IV Excepcional, Amarre Temporario de un lado de la estructura solamente, tensiones de cables EDS, todos los cables simultáneamente

Uno o mas cables

1.20

V Construcción, Tendido de Cables, 70% de la tensión EDS, sin viento, un conductor o un hilo de guardia


1.70

VI Mantenimiento, Doble Carga Vertical, sin viento, un conductor o un hilo de guardia


1.70

Adicionalmente las estructuras serán verificadas para cargas de arrancamiento vertical, así como también para operación con un circuito instalado solamente.

34

16.3 Estructuras Terminales y Amarre y Angulo

Hipótesis de Carga Otras Cargas Factor de Carga

I Normal,Viento Máximo Transversal, todos los cables intactos con ángulo y vanos máximos


1.50



1.50



1.50

IV Normal, Terminal, Viento Máximo Transversal, todos los cables intactos con ángulo y vanos máximos

1.50

V Normal, Terminal, Viento Máximo Longitudinal, todos los cables intactos con ángulo y vanos máximos

1.50

VI Normal, Terminal, Viento Máximo a 45º , todos los cables intactos con ángulo y vanos máximos

1.50

VII Construcción, Tendido de Cables, 70% de la tensión EDS, sin viento, un conductor o un hilo de guardia


1.70

VIII Mantenimiento, Doble Carga Vertical, sin viento, un conductor o un hilo de guardia


1.70

Adicionalmente las estructuras serán verificadas para los ángulos mínimos de línea y para cargas de arrancamiento vertical, así como también para operación con un circuito instalado solamente.

17.0 ÁRBOLES DE CARGA

Las cargas verticales, transversales y longitudinales para las diferentes hipótesis de carga fueron calculadas e incorporadas en los árboles de carga elaborados para cada una de las estructuras. Cada tipo de estructura tiene su correspondiente árbol de cargas para las hipótesis de carga consideradas como se indica a continuación:

17.1 Estructuras Normales

En los Anexos 27 y 27A se encuentran los respectivos cuadros de árboles de carga y hojas de cálculos para las estructuras metálicas de celosía de 1 y 2 circuitos, las estructuras de base estrecha de 1 y 2 circuitos y las estructuras estéticas en postes de acero de 1 y 2 circuitos. Estas estructuras conforman las familias de estructuras normales por el hecho de su intercambialidad; por lo tanto proyectadas para las mismas hipótesis de cargas y sus correspondientes árboles de cargas son equivalentes.

17.2 Estructuras Especiales de 4 Circuitos

En los Anexos 28 y 28A se muestran los correspondientes cuadros de árboles de cargas y hojas de cálculo para las estructuras especiales de 4 circuitos en torres metálicas de celosía.

35

17.3 Estructuras Compactas con Postes de Acero

En los Anexos 29 y 29A se muestran los correspondientes cuadros de árboles de cargas y hojas de cálculo para las estructuras compactas con postes de acero que soportan los circuitos de 230 kV y 69 kV.

17.4 Estructuras Compactas con Postes de Concreto

En los Anexos 30 y 30A se muestran los correspondientes cuadros de árboles de cargas y hojas de cálculo para las estructuras compactas con postes de concreto que soportan un circuito de 230 kV.

18.0 ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO PARA UTILIZACIÓN DE ESTRUCTURAS

COMPACTAS

Las familias de estructuras compactas para un circuito de 230 kV y para dos circuitos (uno de 230 kV y otro de 69 kV) han sido desarrolladas conforme criterios específicos de utilización de los materiales y de aplicación de las mismas de acuerdo con las necesidades particulares del proyecto. Con relación a los materiales la utilización de postes de concreto y de acero obedece a razones de economía, disponibilidad, y capacidad. Ambos son adaptables para la ejecución de estructuras compactas por sus dimensiones que le confieren esbeltez y ubicuidad. Los postes de concreto son fabricados localmente dentro de la región y tienen la ventaja de su relativamente rápida fabricación y entrega estando por lo tanto disponibles en plazo relativamente corto. Los postes de acero deben ser importados y su disponibilidad es por lo tanto mas comprometida. La capacidad de los postes de concreto medidos en carga máxima al tope del poste y alturas disponibles son limitadas y las líneas compactas prácticamente deben proyectarse en torno a la capacidad existente de los postes. La capacidad de los postes de acero, por otra parte, es ilimitada ya que pueden fabricarse dentro de un rango amplio de alturas y esfuerzos, de ahí que estos postes generalmente son proyectados en torno a las necesidades propias del proyecto. El aspecto económico del uso de uno u otro se podría evaluar si se tratara de un proyecto único y equivalente en cuanto a las soluciones aportadas por el acero y el concreto. Este no es el caso, sin embargo, ya que se trata de dos proyectos claramente diferenciados. Uno de los proyectos es el llevar dos circuitos (230 kV y 69 kV) usando la servidumbre existente de la línea de 69 kV en las inmediaciones de la Subestación Guate Norte, Guatemala.

36

La servidumbre de la línea existente de 69 kV esta localizada en áreas de cultivo, a campo abierto, con escasas propiedades adyacentes. Por lo tanto es apropiada la utilización de vanos de transmisión del orden de 250 m para esta línea siendo que los esfuerzos requeridos para la elaboración de la familia de estructuras harían inviable la consideración del poste de concreto para esta aplicación. La versatilidad de estas estructuras en postes de acero es que podrán ser empleadas para otras aplicaciones, con o sin la instalación del circuito de 69 kV, y también indistintamente con doble conductor “Hawk”, en altitudes arriba de los 1500 msnm o con un conductor simple 1024.5 ACAR, en altitudes inferiores a 1500 msnm. La capacidad disponible de los postes de acero cuando utilizados con un conductor simple tal como el 1024.5 ACAR podría en la práctica permitir el uso de vanos mayores que los proyectados siempre y cuando se tenga en cuenta la limitación impuesta por los dos hilos de guardia que determinan las cargas máximas aplicables en la punta del poste. Cualquier intento de extender el vano de utilización de la estructura debe ser acompañado de un análisis estructural de la misma para asegurar que las solicitaciones mecánicas del material no son excedidas a lo largo del poste. Como mínimo los postes de acero podrán ser utilizados con seguridad dentro de las condiciones de diseño especificadas. El segundo proyecto es el de una línea compacta de un circuito de 230 kV que se inicia en las inmediaciones de la Subestación de Guate Este, Guatemala, y localizada en el espacio público a lo largo de camino vecinal entre la línea de propiedad y el camino de gran sinuosidad, donde existe una línea de distribución de 13.8 kV. (Como se mencionó en el capítulo 15.0 esta ruta podrá ser abandonada por otra más directa a campo abierto que esta siendo investigada). Por sus características los vanos de este trecho serán relativamente cortos, (100-150 m) con gran número de ángulos, asimilándose más a una línea de sub-transmisión. Para este tipo de construcción la utilización del poste de concreto auto soportado aparece viable. Sin embargo, la verificación de capacidades de postes existentes ha demostrado una cierta limitación para construir una familia completa de estructuras de concreto, específicamente para llevar ángulos de línea mayores de 10 grados y hasta 50 grados. Las cargas son dictadas por la consideración de 2 x 477 kcmil ACSR conductores por fase, cuya tensión máxima de trabajo ha sido notablemente reducida a 1000 kg por conductor (resultando en 8.5 % de la carga de ruptura a la temperatura y condiciones EDS) y 700 kg para el hilo de guardia, con la finalidad de viabilizar el uso de estas estructuras. El único fabricante de postes de concreto en la región ha sido contactado para establecer la factibilidad de postes de mayor capacidad que las fabricadas hasta el presente. La aparente respuesta del fabricante es que vendría a desarrollar una estructura de dos postes en configuración “A”, reforzados con vínculos de concreto armado, que permitiría obtener estructuras de elevada capacidad mecánica y estructural con el empleo de postes de producción normal, abandonando el concepto de poste único, para estructuras de ángulo y terminales.

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La puesta en ejecución de este concepto necesitará algún tiempo para su desarrollo, cálculo y validación en la región; aún cuando largamente empleado en otros países (Italia, Argentina). Las especificaciones de geometría, siluetas y cargas de estructuras compactas de acero y concreto están disponibles para su incorporación en los documentos de licitación. Los contratistas en época de ofertas y detallamiento del proyecto podrán elegir la solución técnica y económica más conveniente. Recomendación: a) El uso de postes de acero o de concreto es un tema que se recomienda mantener

abierto por el momento en vista de la incertidumbre de disponer postes de alta capacidad en concreto.

b) La eventual utilización de los postes de acero con conductor simple tipo 1024.5

ACAR, con o sin el circuito de 69 kV, deberá ser realizada dentro de los parámetros de diseño establecidos para el doble conductor “Hawk”, en virtud de las limitaciones impuestas por los dos hilos de guardia. Sin embargo, debido al exceso de capacidad disponible del poste, el vano de utilización podrá ser mayor, cuya determinación deberá ser justificada mediante un análisis estructural detallado del mismo.

c) La utilización de postes de concreto deberá limitarse a casos particulares donde se

encuentren limitaciones en el área disponible de la servidumbre y donde no se requiera la utilización de estructuras de alta responsabilidad como son las aplicaciones en ángulos y terminales.

-----o-----

ANEXO 1

Características de Conductores

FLECHA TENSIONSECCION/TIPO CODIGO PESO DIAMETRO 25 oC 75 oC MAXIMA MAXIMA UTS (80 oC, 100 m) (80 oC, 2000 m)

(kg/m) (mm) (ohm/km) (ohm/km) @ 80 oC (m) (kg) (kg) (A) (A)

795 mcm 54/7 ACSR CONDOR 1.5239 27.74 0.07325 0.08988 15.34 4,384 12,791 831 770

795 mcm 54/7 ACSR/AW CONDOR/AW 1.5239 27.74 0.07144 0.08763 15.34 4,384 12,636 842 780

795 mcm 45/7 ACSR TERN 1.3331 27.00 0.07406 0.08888 16.89 3,774 10,024 831 770

795 mcm 26/7 ACSR DRAKE 1.6281 28.14 0.07288 0.08688 14.77 4,794 14,288 850 787

795 mcm 26/7 ACSR/AW DRAKE/AW 1.6281 28.14 0.07063 0.08419 14.77 4,794 14,288 863 799

900 mcm 45/7 ACSR RUDDY 1.5105 28.73 0.06569 0.07875 17.24 4,015 11,068 897 831

900 mcm 45/7 ACSR/AW RUDDY/AW 1.5105 28.73 0.06481 0.07769 17.24 4,015 11,068 903 836

954 mcm 45/7 ACSR RAIL 1.6013 29.59 0.06213 0.07444 17.22 4,192 11,748 930 861

954 mcm 45/7 ACSR/AW RAIL/AW 1.6013 29.59 0.06131 0.07338 17.22 4,192 11,748 937 867

927.2 mcm 18/19 ACAR DRAKE3 1.2953 28.14 0.06938 0.08156 16.65 4,018 11,340 877 813

1024.5 mcm 18/19 ACAR RAIL3 1.4312 29.59 0.06313 0.07419 16.61 4,323 12,565 932 863

1192.5 mcm 61 AAAC HAWTHORN 1.6653 31.95 0.06103 0.07210 14.35 5,842 17,790 965 893

AMPACIDADRESISTENCIA OHMICA

EPRLINEA DE TRANSMISION 230 kV SIEPACCARACTERISTICAS DE CONDUCTORES

CONDUCTOR PROPERTIES-Anexo 1

ANEXO 4

Comparación Económica de Conductores

EPRLinea de Transmision 230 kV SIEPAC

EVALUACION ECONOMICA del CONDUCTOR

MW = 300 kV = 230 PF = 0.90 LF = 0.4 $/kWh = 0.06 $/kW= 400 Cargas Fijas = 0.15Costo Capacidad

Caso Peso Resist Diam Tension Flecha Cond Cond Total Termica Por PorSeccion/Tipo Alt 100 m Alt 2000 m (ohm/ Corona Ohmica Capacidad Max Max No. Altura Peso Torres 3-Fases Torres 3-Fases Invers Invers Capacidad Perdidas Totales Conductor Costos Costos

(A) (A) (kg/m) (km) (mm) (kW/km) (kWh/km) (kW/km) (kg) (m) (#/km) (m) (T/km) ($/km) ($/km) ($/km) ($/km) ($/km) ($/km) ($/km) ($/km) ($/km) (MVA) Anuales Inversion

BASE 795 ACSR Condor 831 770 1.5239 0.08988 27.74 37.13 824,091 94.1 3,358 15.34 2.78 25.00 20.0 30000 4050 12000 6000 52,050 7,808 37,630 49,445 94,883 307 14 2

2 795 ACSR/AW Condor 842 780 1.5239 0.08763 27.74 37.13 807,569 92.2 3,358 15.34 2.78 25.00 20.0 30000 4556 12000 6000 52,556 7,883 36,875 48,454 93,213 311 12 3

3 795 ACSR Tern 831 770 1.3331 0.08888 27.00 38.60 823,207 94.0 2,780 16.89 2.78 26.55 20.1 30198 3543 12079 5700 51,520 7,728 37,589 49,392 94,710 307 13 1

4 795 ACSR Drake 850 787 1.6281 0.08688 28.14 36.39 798,807 91.2 3,730 14.77 2.78 24.43 20.0 30075 4327 12030 6164 52,596 7,889 36,475 47,928 92,293 314 11 4

5 795 ACSR/AW Drake 863 799 1.6281 0.08419 28.14 36.39 779,010 88.9 3,730 14.77 2.78 24.43 20.0 30075 4868 12030 6164 53,136 7,970 35,571 46,741 90,282 318 10 6

6 900 ACSR Ruddy 897 831 1.5105 0.07875 28.73 35.31 734,242 83.8 2,980 17.24 2.78 26.90 20.9 31417 4014 12567 5979 53,978 8,097 33,527 44,055 85,678 331 8 7

7 900 ACSR/AW Ruddy 903 836 1.5105 0.07769 28.73 35.31 726,441 82.9 2,980 17.24 2.78 26.90 20.9 31417 4516 12567 5979 54,479 8,172 33,171 43,586 84,929 333 7 8

8 927 18/19 ACAR 877 813 1.2953 0.08156 28.14 36.39 759,653 86.7 2,920 16.65 2.78 26.31 20.5 30686 4260 12274 5640 52,860 7,929 34,687 45,579 88,196 324 9 5

9 954 ACSR Rail 930 861 1.6013 0.07444 29.59 33.85 696,126 79.5 3,131 17.16 2.78 26.82 21.3 31889 4256 12756 6122 55,022 8,253 31,787 41,768 81,808 343 6 9

10 954 ACSR/AW Rail 937 867 1.6013 0.07338 29.59 33.85 688,325 78.6 3,131 17.16 2.78 26.82 21.3 31889 4788 12756 6122 55,554 8,333 31,430 41,300 81,063 345 4 11

11 1024 18/19 ACAR 932 863 1.4312 0.07419 29.59 33.85 694,286 79.3 2,910 17.51 2.78 27.17 21.3 31911 4500 12764 5854 55,029 8,254 31,703 41,657 81,614 344 5 10

12 954 ACSR/AW Card 937 867 1.829 0.07325 29.59 33.85 687,368 78.5 3,908 15.30 2.78 24.96 20.8 31230 5468 12492 6481 55,671 8,351 31,387 41,242 80,979 345 3 12

13 1192-61 AAAC 965 893 1.6653 0.0721 31.95 30.35 663,574 75.8 4,842 14.35 2.78 24.01 21.4 32161 5236 12865 6223 56,485 8,473 30,300 39,814 78,587 356 2 13

14 2x477 ACSR Flicker 670 610 1.404 0.14475 21.49 26.00 589,605 67.3 4,608 15.17 2.78 24.83 24.5 36753 7463 14701 8022 66,939 10,041 26,923 35,376 72,340 486 1 14

Capacidad de Transporte: 300 MW Cond ACSR Condor : 1.35 $/m Tension Max del cond: Viento 100 kmh (48 kg/m2), 0 oCFactor de Potencia: 0.90 Cond ACAR 927 MCM : 1.42 $/m Flecha Max del cond: 80 oCCorriente Maxima: 837 A Cond ACAR 1024 MCM : 1.50 $/m Ampacidad del cond: Temp ambiente 35 oC, viento 0.6 m/s, con sol

Mat Acero $/T = 1500 Precio de cond ACSR: Relacion de peso con el CondorInst Acero $/T = 600 Precio cond ACSR/AW: 12.5 % mas que el ACSR

Tendido Cond $/km = 6000 Precio del cond AAAC: Relacion de peso con el 1024 ACARVano m = 400

Torres FU = 0.9

PerdidasCostos de Instal PosicionCostos AnualesC o n d u c t o r Torres Costos de Material

Ampacidad @ 80 oC

eprondeval230kV-Anexo 4 02/04/2004

ANEXO 5

Comparación de Vientos en la Región

Velocidad Presion Tensionde Viento Dinamica Altura Factor de Factor de Presion Factor de Coef. de Pression Factor de Maxima

Equivalente a 10 m Media Altura Vano de Viento Altura Arrastre de Viento Sobrecarga Conductor(km/h) (kg/m2) (m) (Gc) GL(400m) (kg/m2) (GT) (kg/m2) (kg)

Costa Rica 80 30.7 1.6 3.2 157.3 1.67 3,200

Guatemala 110 58.1 3.4 195.1 1.50 3,611

DPC/INGENDESA 150.5 47.9 46 2.41 0.94 108.6 2.51 3.2 384.9 1.50 4,382

COSTA RICAPeso de Tension Peso de Tension

Torre Max Cond Torre Max CondViento sobre cond 317% 153% 1.23 Viento sobre cond 187% 126% 1.21

Viento sobre torre 220% 134% Viento sobre torre 197% 129%

qo(N/m2) F. Convers qo(kg/m2) Alt Media(m) Gc kg/m2 GL(400m) kg/m2470 0.10197 47.93 46 2.41 115.5 0.94 108.6

qo(N/m2) F. Convers qo(kg/m2) Altura(m) GT kg/m2 Factor GXT kg/m2470 0.10197 47.93 54 2.51 120.3 3.2 384.9

INGENDESA - PRESION SOBRE LA TORRE

INGENDESA - PRESION SOBRE EL CONDUCTOR

Incrementos de Carga Incrementos de Carga

Pais/ Entidad

PROYECTO SIEPACCOMPARACION DE CARGAS DE VIENTO

GUATEMALA

EPR

Conductor Torre

Wind Loads Review Rev1WIND-Anexo 5 1/1

ANEXO 10

Cálculo de Flechas y Tensiones del Conductor

Sag & Tension Calculations w/Stress-Strain Curves Pg. 3 Program SAGTEN2 Ver. 2.20a Input Data: 1024ACAR.STM 01-26-2004 SIEPAC-230 kV T/L Cable: 1024 KCMIL ACAR RAIL3 18/19 Diameter: 29.59 mm, Bare Weight: 1.4312 kg/m Area: 519.1 sqmm, Rated Strength: 11,702 kg, HA: 1.000 Start and Limiting Conditions A) 1,872 kg(2) Final @ 25.0 C, 0.0 mm Ice, 0.0 kg/sqm Wind, K=.00 Span: 300.00 m, Difference in Elevation: 0.00 m INITIAL FINAL No Temp Ice Wind K Sag Avg.Tens Sag Avg.Tens C mm kg/m m kg m kg 1 0.0 0.0 48.00 0.00 7.292 3,118 8.086 2,813 2 0.0 0.0 58.50 0.00 7.520 3,369 8.259 3,069 3 0.0 0.0 8.00 0.00 6.676 2,449 7.618 2,148 4 0.0 0.0 24.00 0.00 6.845 2,631 7.746 2,327 5 0.0 0.0 105.50 0.00 8.559 4,529 9.040 4,289 6 -10.0 0.0 0.00 0.00 6.214 2,595 7.168 2,251 7 -5.0 0.0 0.00 0.00 6.434 2,507 7.385 2,185 8 0.0 0.0 0.00 0.00 6.653 2,425 7.600 2,124 9 10.0 0.0 0.00 0.00 7.087 2,277 8.021 2,013 10 20.0 0.0 0.00 0.00 7.512 2,149 8.429 1,916 11 25.0 0.0 0.00 0.00 7.722 2,091 8.629 1,872* 12 30.0 0.0 0.00 0.00 7.929 2,036 8.827 1,830 13 80.0 0.0 0.00 0.00 9.857 1,640 10.653 1,519 14 85.0 0.0 0.00 0.00 10.037 1,611 10.823 1,495 15 90.0 0.0 0.00 0.00 10.213 1,584 10.991 1,473 16 95.0 0.0 0.00 0.00 10.388 1,557 11.156 1,451 * Condition A) is governing, Effect of creep included (1) Horizontal Tension (2) Effective Average Tension (3) Upper Support Tension (4) Tangent Sag Outer Str Core Str Cable Final Modulus (%kg/sqmm) 58.9173 0.0000 58.9173 Rated Strength (kg/sqmm) 16.8737 32.3412 22.5429 Temp.Coeff.of Exp. (/C) 0.0000230 0.0000000 0.0000230 Creep check at 15.0 Deg.C unloaded, Test Temp.: 20.0 Deg.C Stress-Strain Coefficients 2025 A0 A1 A2 A3 A4 Outer -0.0155 62.9170 -70.5026 39.7987 0.0000 Core 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 Creep 0.1758 35.2678 -38.9038 19.8983 0.0000

Sag & Tension Calculations w/Stress-Strain Curves Pg. 15 Program SAGTEN2 Ver. 2.20a Input Data: 1024ACAR.STM 01-26-2004 SIEPAC-230 kV T/L Cable: 1024 KCMIL ACAR RAIL3 18/19 Diameter: 29.59 mm, Bare Weight: 1.4312 kg/m Area: 519.1 sqmm, Rated Strength: 11,702 kg, HA: 1.000 Start and Limiting Conditions A) 1,872 kg(2) Final @ 25.0 C, 0.0 mm Ice, 0.0 kg/sqm Wind, K=.00 Span: 1,000.00 m, Difference in Elevation: 0.00 m INITIAL FINAL No Temp Ice Wind K Sag Avg.Tens Sag Avg.Tens C mm kg/m m kg m kg 1 0.0 0.0 48.00 0.00 97.784 2,675 98.668 2,653 2 0.0 0.0 58.50 0.00 98.010 2,974 98.859 2,950 3 0.0 0.0 8.00 0.00 97.246 1,935 98.193 1,917 4 0.0 0.0 24.00 0.00 97.383 2,128 98.317 2,109 5 0.0 0.0 105.50 0.00 99.258 4,494 99.831 4,470 6 -10.0 0.0 0.00 0.00 96.773 1,917 97.726 1,900 7 -5.0 0.0 0.00 0.00 97.001 1,913 97.951 1,896 8 0.0 0.0 0.00 0.00 97.228 1,909 98.177 1,892 9 10.0 0.0 0.00 0.00 97.681 1,901 98.626 1,884 10 20.0 0.0 0.00 0.00 98.132 1,893 99.074 1,876 11 25.0 0.0 0.00 0.00 98.357 1,889 99.297 1,872* 12 30.0 0.0 0.00 0.00 98.581 1,885 99.520 1,868 13 80.0 0.0 0.00 0.00 100.800 1,846 101.722 1,831 14 85.0 0.0 0.00 0.00 101.020 1,842 101.940 1,827 15 90.0 0.0 0.00 0.00 101.239 1,839 102.158 1,824 16 95.0 0.0 0.00 0.00 101.457 1,835 102.375 1,820 * Condition A) is governing, Effect of creep included (1) Horizontal Tension (2) Effective Average Tension (3) Upper Support Tension (4) Tangent Sag Outer Str Core Str Cable Final Modulus (%kg/sqmm) 58.9173 0.0000 58.9173 Rated Strength (kg/sqmm) 16.8737 32.3412 22.5429 Temp.Coeff.of Exp. (/C) 0.0000230 0.0000000 0.0000230 Creep check at 15.0 Deg.C unloaded, Test Temp.: 20.0 Deg.C Stress-Strain Coefficients 2025 A0 A1 A2 A3 A4 Outer -0.0155 62.9170 -70.5026 39.7987 0.0000 Core 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 Creep 0.1758 35.2678 -38.9038 19.8983 0.0000

ANEXO 10A

Características Típicas del OPGW

ANEXO 11

Cálculo de Flechas y Tensiones del Hilo de Guardia

ALUMINUM COMPANY OF AMERICA SAG AND TENSION DATA

H.G. SIEPAC

Conductor 7 # 8 Alumoweld

Area= 58.5612 Sq. mm Dia= 9.779 mm Wt= .390 Kg/M RTS= 7226 Kg Data from Chart No. 1-1218Kilogram Units

Span= 300.0 Mtrs Special Load ZoneCreep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .610 7.37 935. 12.9 7.06 976. 13.5 0. .00 24.00 .00 .455 6.90 744. 10.3 6.52 787. 10.9 -10. .00 .00 .00 .390 6.41 686. 9.5 6.01 732. 10.1 -5. .00 .00 .00 .390 6.54 672. 9.3 6.14 717. 9.9 0. .00 .00 .00 .390 6.67 659. 9.1 6.27 702. 9.7 10. .00 .00 .00 .390 6.93 635. 8.8 6.53 674. 9.3 16. .00 .00 .00 .390 7.09 621. 8.6 6.68 659. 9.1 25. .00 .00 .00 .390 7.31 602. 8.3 6.91 637. 8.8* 30. .00 .00 .00 .390 7.44 592. 8.2 7.03 626. 8.7 * Design Condition



� Span= 500.0 Mtrs Special Load ZoneCreep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .610 19.85 969. 13.4 19.47 987. 13.7 0. .00 24.00 .00 .455 19.28 744. 10.3 18.84 761. 10.5 -10. .00 .00 .00 .390 18.73 656. 9.1 18.25 673. 9.3 -5. .00 .00 .00 .390 18.88 650. 9.0 18.40 667. 9.2 0. .00 .00 .00 .390 19.03 645. 8.9 18.55 662. 9.2 10. .00 .00 .00 .390 19.32 636. 8.8 18.85 652. 9.0 16. .00 .00 .00 .390 19.50 630. 8.7 19.02 646. 8.9 25. .00 .00 .00 .390 19.76 622. 8.6 19.28 637. 8.8* 30. .00 .00 .00 .390 19.90 618. 8.5 19.43 632. 8.8 * Design Condition




�

ANEXO 12

Cálculo de Flechas y Tensiones del OPGW

ALUMINUM COMPANY OF AMERICA SAG AND TENSION DATA Cálculos del OPGW OPGW Catalog #: SC-69/553 14/ 107 mm2/ 551.2 Area= 107.1675 Sq. mm Dia=14.000 mm Wt= .593 Kg/M RTS= 8723 Kg Data from Chart No. 1-1450 Kilogram Units Span= 300.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 7.29 1387. 15.9 6.78 1490. 17.1 0. .00 24.00 .00 .682 6.82 1128. 12.9 6.23 1234. 14.1 -10. .00 .00 .00 .593 6.31 1060. 12.2 5.68 1178. 13.5 -5. .00 .00 .00 .593 6.45 1036. 11.9 5.82 1148. 13.2 0. .00 .00 .00 .593 6.60 1013. 11.6 5.97 1120. 12.8 16. .00 .00 .00 .593 7.06 948. 10.9 6.43 1040. 11.9 25. .00 .00 .00 .593 7.31 915. 10.5* 6.69 1000. 11.5 30. .00 .00 .00 .593 7.45 898. 10.3 6.83 979. 11.2 50. .00 .00 .00 .593 8.00 837. 9.6 7.39 906. 10.4 60. .00 .00 .00 .593 8.26 811. 9.3 7.66 874. 10.0 * Design Condition Span= 400.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 13.01 1385. 15.9 12.44 1448. 16.6 0. .00 24.00 .00 .682 12.49 1097. 12.6 11.84 1157. 13.3 -10. .00 .00 .00 .593 11.94 998. 11.4 11.24 1059. 12.1 -5. .00 .00 .00 .593 12.10 985. 11.3 11.41 1044. 12.0 0. .00 .00 .00 .593 12.26 972. 11.1 11.57 1030. 11.8 16. .00 .00 .00 .593 12.76 935. 10.7 12.08 987. 11.3 25. .00 .00 .00 .593 13.04 915. 10.5* 12.36 964. 11.1 30. .00 .00 .00 .593 13.19 905. 10.4 12.52 952. 10.9 50. .00 .00 .00 .593 13.78 866. 9.9 13.13 909. 10.4 60. .00 .00 .00 .593 14.07 848. 9.7 13.42 889. 10.2 * Design Condition Span= 600.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 29.51 1384. 15.9 28.89 1413. 16.2 0. .00 24.00 .00 .682 28.96 1072. 12.3 28.27 1098. 12.6 -10. .00 .00 .00 .593 28.39 951. 10.9 27.67 975. 11.2 -5. .00 .00 .00 .593 28.56 946. 10.8 27.84 970. 11.1 0. .00 .00 .00 .593 28.72 940. 10.8 28.00 964. 11.1 16. .00 .00 .00 .593 29.25 924. 10.6 28.54 946. 10.8 25. .00 .00 .00 .593 29.54 915. 10.5* 28.83 937. 10.7 30. .00 .00 .00 .593 29.70 910. 10.4 29.00 932. 10.7 50. .00 .00 .00 .593 30.34 892. 10.2 29.65 912. 10.5 60. .00 .00 .00 .593 30.65 883. 10.1 29.97 902. 10.3 * Design Condition� Span= 800.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 53.03 1384. 15.9 52.39 1400. 16.0 0. .00 24.00 .00 .682 52.47 1063. 12.2 51.77 1077. 12.3 -10. .00 .00 .00 .593 51.90 935. 10.7 51.17 947. 10.9 -5. .00 .00 .00 .593 52.06 932. 10.7 51.34 944. 10.8 0. .00 .00 .00 .593 52.23 929. 10.6 51.51 941. 10.8 16. .00 .00 .00 .593 52.76 920. 10.5 52.04 932. 10.7

25. .00 .00 .00 .593 53.06 915. 10.5* 52.34 927. 10.6 30. .00 .00 .00 .593 53.23 912. 10.5 52.51 924. 10.6 50. .00 .00 .00 .593 53.88 902. 10.3 53.17 913. 10.5 60. .00 .00 .00 .593 54.20 897. 10.3 53.50 908. 10.4 * Design Condition Span= 1000.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 84.03 1383. 15.9 83.38 1393. 16.0 0. .00 24.00 .00 .682 83.46 1059. 12.1 82.75 1067. 12.2 -10. .00 .00 .00 .593 82.88 927. 10.6 82.16 935. 10.7 -5. .00 .00 .00 .593 83.05 925. 10.6 82.33 933. 10.7 0. .00 .00 .00 .593 83.22 924. 10.6 82.49 931. 10.7 16. .00 .00 .00 .593 83.75 918. 10.5 83.03 925. 10.6 25. .00 .00 .00 .593 84.05 915. 10.5* 83.33 922. 10.6 30. .00 .00 .00 .593 84.22 913. 10.5 83.50 921. 10.6 50. .00 .00 .00 .593 84.88 907. 10.4 84.17 914. 10.5 60. .00 .00 .00 .593 85.21 903. 10.4 84.50 911. 10.4 * Design Condition�

ANEXO 13

Determinación de las Distancias Eléctricas de Impulso, Maniobra y 60 Hz

1


DISTANCIAS ELECTRICAS EN AIRE (AIR-GAPS)

Las distancias mínimas en aire (fase-tierra) fueron determinadas utilizando el procedimiento descrito en el “Transmisión Line Design Manual” publicado por el “Water & Power Resources Service” del US Department of Interior, para las sobre tensiones de maniobra (switching surges) y frecuencia industrial a 60 Hz. 1. Sobre-tensión de Maniobra

1.1 DISTANCIA ELECTRICA EN AIRE El factor multiplicador total es 5.12 y la magnitud de la sobre-tensión de impulso equivalente a la altura de 2000 m es 795 kV cuya distancia equivalente en aire es 1320 mm basado en la Tabla B-8.- “Flashover values of air gaps”. a. Sobre-tensión máxima del sistema: 1.05 b. Factor de cresta: 1.414 c. Factor de sobre-tensión por maniobra: 2.50 d. Razón del valor Crítico de Impulso a sobre-tensión de Maniobra:1.175 e. Razón del valor “Withstand” al Crítico de Impulso: 1.175 f. Factor multiplicador total: 5.12 g. tensión normal de fase: 132.8 kV h. Magnitud de la sobre-tensión de maniobra: 132.8 x 4.91 = 680 kV i. Corrección por altura: 1.22 x 652 kV = 830 kV

2. Sobre-tensión a frecuencia industrial de 60 Hz

2.1 DISTANCIA ELECTRICA EN AIRE

El factor multiplicador total es 1.48 y la magnitud de la sobre tensión de maniobra a impulso equivalente a la altura de 2000 m es 240 kV rms cuya distancia equivalente en aire es 710 mm basado en la Tabla B-8.- “Flashover values of air gaps”.

a. Sobre-tensión máxima del sistema: 1.05 b. Razón del valor “Withstand” al Crítico de Impulso: 1.175 c. Factor de sobre-tensión: 1.20 d. Factor multiplicador total: 1.48 e. Tensión normal de fase: 132.8 kV f. Magnitud de la sobre-tensión a 60 Hz: 132.8 x 1.45 = 196.5 kV g. Corrección por altura: 1.22 x 192 kV = 240 kV rms

2

3. Sobre-tensión de Impulso

Para una cadena de 16 unidades de aisladores estándar 146 mm x 254 mm la descarga crítica de impulso es de 1425 kV al que corresponde una distancia eléctrica en aire de 2360 mm.

4. Comparación con los valores propuestos por DPC y/o Ingendesa

TIPO DE SOBRE-TENSION

PROPUESTO POR DPC

PROPUESTO POR CONSULTOR

Impulso (Descargas

Atmosfericas

2150 mm

2360 mm

Maniobra

1800 mm

1280 mm

Frecuencia 60 Hz

600 mm

710 mm

ANEXO 14

Diseño del Aislamiento para Contaminación Severa

Anexo 14 1


DISEÑO DEL AISLAMIENTO PARA CONTAMINACIÓN SEVERA

1. SITUACION La línea SIEPAC esta localizada en su gran extensión (80% de su longitud) en ambiente de contaminación media conforme definida por la Norma CEI 815 (Guía para la selección de aisladores en ambientes contaminados). De acuerdo con esta clasificación DPC recomendó la adopción de cadenas de aisladores compuestas POR 16 unidades estándar de discos cerámicos de 254 mm x 146 mm. Para el Nivel II (Nivel medio de contaminación) la Norma CEI 815 recomienda el uso de un índice mínimo de distancia de fuga de 20 mm/kV L-L que resulta en una distancia mínima de fuga para toda la cadena de: 20 mm/kV x 230 kV = 4600 mm La cadena de 16 aisladores estándar ANSI Clase 52-5 con 305 mm de distancia de fuga por unidad resulta en un total de: 16 unidades x 305 mm = 4880 mm >4600 mm Por lo tanto este valor aparece adecuado para el nivel de contaminación adoptado. 2. AREAS DE CONTAMINACION SALINA Y VOLCANICA Alrededor del 21% de la línea esta localizada en áreas costeras cercanas al mar dentro de una distancia no mayor de 10 km (320 km, de los cuales 70 km a distancia menor de 5 km) y también atravesando áreas sujetas a contaminación volcánica (alrededor de 70 km). La contaminación por ambiente salino puede ser severa en proximidad del mar dentro de los primeros 5 km de distancia y se atenúa con la distancia. El efecto de la distancia depende mayormente de los vientos prevalecientes en la región que pueden llevar la carga de aire salino y penetrar con mayor o menor profundidad en tierra. Sin embargo se acepta que mas allá de los diez (10) km de distancia el efecto de la contaminación salina se reduce notablemente. En lo que respecta a la contaminación sulfúrica de origen volcánica esta debe ser evitada porque no solamente puede afectar el nivel de aislamiento de los aisladores pero también son causa de corrosión de los materiales metálicos (conductores de aluminio, estructuras de acero y su galvanizado). También aquí el efecto de los vientos prevalecientes es importante tenerlo en cuenta por el arrastre de los materiales volcánicos. La línea en esta región esta localizada al Este de la línea de volcanes y los vientos prevalecientes

Anexo 14 2

generalmente soplan en sentido contrario, o sea de Este a Oeste, lo que hace que disminuya la severidad de este tipo de contaminación. 3. NIVEL DE CONTAMINACION No caben dudas que el nivel de contaminación en estas áreas de la línea deberá ser definido como superior al nivel medio adoptado para la gran extensión de la misma. Siguiendo la clasificación de la Norma CEI 815 encontramos las siguientes definiciones para los siguientes Niveles II, III y IV:

Nivel de Contaminación

Descripción de Ambientes Típicos

Distancia de Fuga Mínima (mm/kV L-L)

II- Medio

-Áreas con industrias que no producen humo y/o con densidad media de casas equipadas con calefacción. -Áreas con gran densidad de casas y/o industrias sujetas a vientos y/o lluvias frecuentes

20

III- Fuerte

-Áreas con gran densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con gran densidad de plantas que generan calor productoras de contaminantes. -Áreas cercanas al mar expuestas a vientos relativamente fuertes provenientes del mar.

25

IV- Muy Fuerte

-Áreas de poca extensión sujetas a la conducción de polvo y humo industrial particularmente conduciendo materiales de depósito. -Áreas generalmente de poca extensión, muy cercanas a la costa y expuestas a la salpicadura marina o a vientos muy fuertes provenientes del mar.

31

4. AISLADORES PARA NIVELES DE CONTAMINACION ELEVADOS La distancia mínima de fuga necesaria para las dos Niveles mas severos de contaminación serian: Nivel III - 25 mm/kV x 230 kV = 5750 mm Nivel IV - 31 mm/kV x 230 kV = 7130 mm Estas distancias de fuga elevadas podrán ser fácilmente obtenidas con la utilización de aisladores no-cerámicos (compuestos poliméricos orgánicos) que están disponibles en el mercado y que son ampliamente utilizados en líneas de transmisión de AT y EAT. En el cuadro siguiente se observan valores típicos de distancias de fuga utilizados en líneas de 230 kV que operan con aisladores no-cerámicos. Estas líneas están localizadas

Anexo 14 3

en diversos ambientes contaminados y algunas de ellas sujetas a contaminación de Niveles III y IV. La ventaja importante de este tipo de aisladores es que permiten conservar las distancias eléctricas adoptadas para las cadenas de aisladores cerámicos y al mismo tiempo aumentar considerablemente el valor de la distancia de fuga, sin prácticamente alterar la distancia eléctrica en seco que define la longitud de la columna aislante y por lo tanto la geometría de la estructura de soporte. Del cuadro puede notarse que distancias de fuga variando de 6020 mm a 6710 mm pueden obtenerse sin problemas. Estas distancias de fuga son aptas para niveles de contaminación intermedios entre el Nivel III y el Nivel IV. 5. NIVEL DE AISLAMIENTO RECOMENDADO A falta de mayor definición del nivel de contaminación en las zonas próximas al mar y volcánicas se recomienda la adopción de los siguientes niveles de contaminación y valores de distancia de fuga para la especificación del aislamiento:

Localización de la línea Nivel de Contaminación

Distancia de Fuga del Aislamiento

Proximidad de la línea al mar menor que 5 km

Nivel IV (31 mm/kV L-L)

> o = 7000 mm

Proximidad de la línea al mar >5 hasta 10 km


> o = 6300 mm

Proximidad a contaminación de origen volcánico


> o = 6300 mm

La utilización y el desempeño de aisladores no-cerámicos en las áreas sujetas a contaminación volcánica deberá ser investigada con los fabricantes de estos aisladores. Independientemente de la adopción de estos valores para los niveles de contaminación EPR deberá considerar el mantenimiento periódico del aislamiento en áreas con contaminación severa.

Anexo 14 4


COMPARACIÓN DE NIVELES DE CONTAMINACION

Aislador

Proyecto

Tension

(kV)

Tipo de

Estructur//as

Conductor

Altitud (msnm)

Indice de

Contamina//cion

Tipo

Distancia de Fuga (mm)

No. Equivalente

de Aisladores Standard

Observaciones

INDE Brillantes-Esperanza

230

Postes de

Acero

1280 Mcm 18/19

ACAR

300-2900

25 mm/kV

Polymerico Brazo V-

Horizontal

6400

(28 mm/kV)

16 unidades 254 mm x 146 mm

Area de niebla y Altitud

Guatemala Central Generadora San Jose-SE Alborada

230

Postes de

Acero

1024 mcm

18/19 ACAR

0-400

20 mm/kV

Polymerico Brazo V-

Horizontal

6300

(27 mm/kV)


Contaminación

industrial

EEGSA Planta Enron-Subestacion Mauricio

230

Postes de Concreto

740.8 Mcm37-AAAC

0-400

25 mm/kV

Polymerico Brazo V-

Horizontal

6020

(26 mm/kV)


Contaminación

salina proximidad del mar

Ecuador Planta Bajo Alto- Rio Bonito

230

Postes de

Acero

1197 Mcm

18/19 ACAR

0-200

25 mm/kV

Polymerico Brazo V-

Horizontal

6710

(29 mm/kV)


Contaminación

salina proximidad del mar

EPR-SIEPAC

230

Torres de

Acero

1024 Mcm 18/19

ACAR

100-2100

20 mm/kV

Ceramico 16 unidades 254

mm x 146 mm

4880

Contaminación

Media Nivel II CEI 815

ANEXO 15

Cálculos de Inclinación de Cadenas para las Estructuras Normales TS1/TD1

TORRE TIPO: TS1 CONDUCTOR RS = 300 m

1.0 Condicion de Operacion: Descargas Atmosfericas Tipo: 1024.5 mcm 18/13 ACAR

Velocidad de Viento: 40 kmh Diametro: 29.56 mm

Presion de Viento: 7.7 kg/m2 Peso: 1.4312 kg/m

Vano de Viento: 400 m Tension: 2449 kg

Vano de Peso: 240 m AISLADORLongitud: 2.60 m D1 = 2.36 m

Angulo: 2 GradosPeso: 110 kg S1 = 1.07 m

Coeficiente de Viento: 1.0Diametro: 0.254 m B1 +10%= 3.77 m

Angulo de Inclinacion: 24.2Coef. de Arrastre: 1.2 H1 = 2.47 m

2.0 Condicion de Operacion: Sobretension de Maniobra Tipo: 1024.5 mcm 18/13 ACAR








3.0 Condicion de Operacion: Operacion a 60 Hz Tipo: 1024.5 mcm 18/13 ACAR




Vano de Peso: 240 m AISLADORLongitud (L1): 2.60 m D3 = 0.71 m




EPRLINEA DE TRANSMISION 230 kV SIEPAC

CALCULO DE INCLINACION DE LA CADENA DE AISLADORES Y GEOMETRIA DEL BRAZO DE LA TORRE

L1

D1 S1

B1

H1

0.10

L1

5.90

1

VALOR(kV) Factor de Largo Dist Vert

(kmh) Presion (m) (m)

1425 cresta 2360 mm 24 grados 40 1.00 3.80 5.90

830 cresta 1320 mm 40 grados 65 0.80

240 rms 710 mm 50 grados 100 0.60

INCLINACIONSOBRETENSION DISTANCIA ANGULO DE

RESUMEN

60 Hz


CALCULO DE INCLINACION DE LA CADENA DE AISLADORES Y GEOMETRIA DEL BRAZO DE LA TORRE

VIENTO BRAZO

Impulso

Maniobra

ELECTRICA

0.10

5.90

2.60

24o40o50o

2.36

1.32

0.71

4.00

3.80

1

ANEXO 15A

Cálculos de Inclinación de Cadenas para las Estructuras Normales TSA/TDA

TORRE TIPO: TS1 CONDUCTOR RS= 300 m




Vano de Viento: 400 m Tension: 2449 kgBKT = 0.60 m





J1 =H1+BKT= 2.37









J2 =H1+BKT= 2.20









J3 =H1+BKT= 1.94


CALCULO DE INCLINACION DE LA CADENA DE AISLADORES Y GEOMETRIA DEL BRAZO DE LA TORRE TSA

L1

D1 S1

B1

H1 L1

5.90

BKT

J1

1





Vano de Viento: 400 m Tension: 2449 kgBKT = 0.60 m





J1 =H1+BKT= 3.16









J2 =H1+BKT= 3.25









J3 =H1+BKT= 3.21



L1

D1 S1

B1

H1 L1

5.90

BKT

J1

1

VALOR(kV) Factor de Largo Bracket Dist Vert

MAX MIN (kmh) Presion (m) (m) (m)

1425 cresta 2360 mm 47o 10o 40 1.00 4.80 0.60 6.00

830 cresta 1320 mm 55o 11o 65 0.80

240 rms 710 mm 62o 15o 100 0.60

RESUMEN

60 Hz

LINEA DE TRANSMISION 230 kV SIEPAC


VIENTO BRAZO

Impulso

Maniobra

ELECTRICA INCLINACIONSOBRETENSION DISTANCIA ANGULO DE

0.60

6.00

2.60

47o

62o

55o

2.36

1.32

0.71

4.90

4.80

10o

2.36

1






Vano de Peso: 600 m AISLADORLongitud: 2.60 m D1 +10%= 1.18 m


Coeficiente de Viento: 1.0Diametro: 0.254 m B1 = 2.36 m






Vano de Peso: 600 m AISLADORLongitud: 2.60 m D2 +10%= -0.27 m








Vano de Peso: 600 m AISLADORLongitud (L1): 2.60 m D3 +10%= -1.22 m






L1

D1S1

B1

H1L1

5.90Carga de Angulo

0.10

Direccion del Viento

1




Presion de Viento: -7.7 kg/m2 Peso: 1.4312 kg/m



Angulo: 2 GradosPeso: 110 kg S1 = -0.06 m


Angulo de Inclinacion: -1.4Coef. de Arrastre: 1.2 H1 = 2.70 m













Vano de Peso: 200 m AISLADORLongitud (L1): 2.60 m D3 +10%= 2.44 m






L1

D1S1

B1

H1L1

5.90Carga de Angulo

0.10


1

VALOR(kV) Factor de Largo Bracket Dist Vert

MAX MIN (kmh) Presion (m) (m) (m)

1425 cresta 2360 mm 30o -2o 40 1.00 2.80 0.00 6.00

830 cresta 1320 mm 37o -22o 65 0.80

240 rms 710 mm 45o -36o 100 0.60

INCLINACIONSOBRETENSION DISTANCIA ANGULO DE

RESUMEN

60 Hz



VIENTO BRAZO

Impulso

Maniobra

ELECTRICA

6.00

2.60

2.36

2.80

2.90

1

ANEXO 16

Simulación de Salidas de Línea – Ángulo de Blindaje

Se simuló una línea de 30 km dividida en tercios.La primera parte terreno plano (10 km)El segundo tercio, terreno ondulado (10 km)El último tercio, terreno quebrado.En general, la mayoría de las salidas corresponden a impactos directos en el último tercio. Esto obedece más a razones topográficas que a geométricas de las estructuras.

Densidad de descargas Densidad de descargas8 rayos/km2 8 rayos/km2

10 rayos/km2 10 rayos/km212 rayos/km2 12 rayos/km214 rayos/km2 14 rayos/km2







Otro aspecto importante es que no se presentan Backflashover lo cual evidencia que la elección de 16 aisladoresgarantiza un buen desempeño ante descargas en combinación con 10 ohmios de resistencia de puesta a tierra.

SIMULACIONES DE SALIDAS POR RAYO

Los resultados no muestran variación con la resistencia de puesta a tierra. Esto se debe a que la mayoría de salidas seoriginan en impactos directos, lo cual no se mejora reduciendo el valor de la resistencia de pie de torre. Esta hipótesisse refuerza al observar que los resultados mejoran al tener ángulos de blindaje cero o negativos. Otro aspecto importante

0.845

0.845

1.144

Salidas de la línea/100 km

1.5771.840

0.5630.704

0.986

EquivalenciasDescargas/km2/año Días tormenta/año

81012

94115136

Angulo de blindaje 0°

Resistencia de puesta a tierra 5 ohmios




1.577

0.763


0.7630.954

1.335

2.652



1.894

2.652


1.516

2.273

2.273



1.0521.315

1.8940.954

1.335

1.516

Angulo de blindaje 5°

1.144


Angulo de blindaje -5°

1.0521.315

1.840

Resistencia de puesta a tierra 10 ohmiosSalidas de la línea/100 km

Angulo de blindaje -10°

14 156

0.704

0.986

Resistencia de puesta a tierra 5 ohmiosSalidas de la línea/100 km

0.563

ANEXO 17

Simulación de Salidas de Línea de 4 Circuitos- Aislamiento Diferencial

RESUMEN DE LOS CASOS

1. Datos generales: Puesta a tierra: 10 ohmios en todas las torres. Conductor: 1024.5 MCM ACAR Hilo de guarda: 7N8 Alumoweld Longitud de la línea modelada: 3 km Vano promedio: 300 m Densidad de descargas: 12 descargas/km2/año. 2. Identificación de los casos: Caso Base: Todas las fases con 16 aisladoresCaso 1: Circuitos 2 y 4 con 14 aisladoresCaso 2: Circuitos 1 y 3 con 14 aisladoresCaso 3: Circuitos 1 y 2 con 14 aisladoresCaso 4: Circuitos 1 y 2 con 13 aisladoresCaso 5: Circuitos 1 y 2 con 12 aisladores 3. Resultados: C1 C3 C2 C4 Circuito Base Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5

1 0,329 0,007 0,500 0,500 0,417 0,509 2 0,003 0,407 0,003 0,346 0,005 0,005 3 0,327 0,005 0,498 0,005 0,005 0,005 4 0,003 0,407 0,003 0,003 0,003 0,003

Dobles

1-3 0,322 0,493 0,343 0,000 0,000 2-4 0,404 0,000 0,000 0,000 Total 0,340 0,422 0,512 0,512 0,431 0,522 No se reportan salidas triples ni cuádruples.

DETALLE DE LA SALIDA DEL TFLASH Model Title: Líneas de 4 circuitos - SIEPAC - Tramo El Salvador Model Author: Manuel Chacón Model File Name: Caso Base 4C Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 03/11/04 21:31:06 Finished at: 03/11/04 21:32:10 ----------------------------------------------------------------Line Flashover Report --------------------- Line Length: 3.000 KM Direct Strikes Per Year: 14.182 Back Flashovers: 0.322 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.018 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.340 Direct Strikes Per Year/100 KM: 472.738 Flashovers/100 KM: 11.325 ---------------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 1 | B 0.270 0.000 0.000 0.000 | 1 | C 0.322 0.007 0.000 0.011 | 2 | A 0.000 0.002 0.000 0.003 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | 3 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | B 0.270 0.000 0.000 0.000

| 3 | C 0.322 0.005 0.000 0.008 | 4 | A 0.000 0.002 0.000 0.003 | 4 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 4 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | ---------------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.329 | 2 | 0.003 | 3 | 0.327 | 4 | 0.003 | ---------------------------------------------------------------- Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover 1-3 = 0.322 Triple Circuit Flashovers None Quad or more Circuit Flashovers: 0.000 ---------------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.270 0.000

| 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | 0.000 0.000 0.270 0.000 | 4 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report

Model Title: Líneas de 4 circuitos - SIEPAC - Tramo El Salvador Model Author: Manuel Chacón Model File Name: Caso 1 (CKTS inferiores con 14 aisladores) Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 03/12/04 20:45:04 Finished at: 03/12/04 20:46:19 ---------------------------------------------------------------- Line Flashover Report --------------------- Line Length: 3.000 KM Direct Strikes Per Year: 14.182 Back Flashovers: 0.404 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.018 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.422 Direct Strikes Per Year/100 KM: 472.738 Flashovers/100 KM: 14.061 ----------------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.000 | 1 | C 0.000 0.007 0.000 0.009 | 2 | A 0.404 0.002 0.000 0.005 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | 3 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | B 0.000 0.000 0.000 0.000

| 3 | C 0.000 0.005 0.000 0.007 | 4 | A 0.404 0.002 0.000 0.003 | 4 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 4 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | --------------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.007 | 2 | 0.407 | 3 | 0.005 | 4 | 0.407 | ---------------------------------------------------------------- Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover 2-4 = 0.404 Triple Circuit Flashovers None Quad or more Circuit Flashovers: 0.000 ---------------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 |

2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 4 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report

Model Title: Líneas de 4 circuitos - SIEPAC - Tramo El Salvador Model Author: Manuel Chacón Model File Name: Caso 2 (CKTS SUPERIORES CON 14 AISLADORES) Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 03/11/04 21:44:01 Finished at: 03/11/04 21:45:35 ---------------------------------------------------------------- Line Flashover Report --------------------- Line Length: 3.000 KM Direct Strikes Per Year: 14.182 Back Flashovers: 0.493 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.018 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.512 Direct Strikes Per Year/100 KM: 472.738 Flashovers/100 KM: 17.052 ---------------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 1 | B 0.406 0.000 0.000 0.000 | 1 | C 0.493 0.007 0.000 0.011 | 2 | A 0.000 0.002 0.000 0.003 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | 3 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | B 0.406 0.000 0.000 0.000 | 3 | C 0.493 0.005 0.000 0.008 |

4 | A 0.000 0.002 0.000 0.003 | 4 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 4 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | ---------------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.500 | 2 | 0.003 | 3 | 0.498 | 4 | 0.003 | ---------------------------------------------------------------- Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover 1-3 = 0.493 Triple Circuit Flashovers None Quad or more Circuit Flashovers: 0.000 ---------------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.406 0.000 | 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 |

3 | 0.000 0.000 0.406 0.000 | 4 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | ---------------------------------------------------------------- End Report

Model Title: Líneas de 4 circuitos - SIEPAC - Tramo El Salvador Model Author: Manuel Chacón Model File Name: Caso 3 (CKTS 1 Y 3 CON 14 AISLADORES) Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 03/12/04 20:53:59 Finished at: 03/12/04 20:55:25 ----------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------- Line Flashover Report --------------------- Line Length: 3.000 KM Direct Strikes Per Year: 14.182 Back Flashovers: 0.493 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.018 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.512 Direct Strikes Per Year/100 KM: 472.738 Flashovers/100 KM: 17.052 ---------------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 1 | B 0.406 0.000 0.000 0.000 | 1 | C 0.493 0.007 0.000 0.009 | 2 | A 0.343 0.002 0.000 0.005 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | 3 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | B 0.000 0.000 0.000 0.000

| 3 | C 0.000 0.005 0.000 0.008 | 4 | A 0.000 0.002 0.000 0.003 | 4 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 4 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | --------------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.500 | 2 | 0.346 | 3 | 0.005 | 4 | 0.003 | ---------------------------------------------------------------- Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover 1-2 = 0.343 Triple Circuit Flashovers None Quad or more Circuit Flashovers: 0.000 ---------------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.406 0.000

| 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 4 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report

Model Title: Líneas de 4 circuitos - SIEPAC - Tramo El Salvador Model Author: Manuel Chacón Model File Name: Caso 4 (CKTS 1 Y 3 CON 13 AISLADORES) Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 03/12/04 20:13:21 Finished at: 03/12/04 20:14:27 ------------------------------------------------------------------ Line Flashover Report --------------------- Line Length: 3.000 KM Direct Strikes Per Year: 14.182 Back Flashovers: 0.410 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.021 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.431 Direct Strikes Per Year/100 KM: 472.738 Flashovers/100 KM: 14.350 ----------------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 1 | B 0.410 0.000 0.000 0.000 | 1 | C 0.410 0.008 0.000 0.009 | 2 | A 0.000 0.004 0.000 0.005 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | 3 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | B 0.000 0.000 0.000 0.000 |

3 | C 0.000 0.005 0.000 0.008 | 4 | A 0.000 0.002 0.000 0.003 | 4 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 4 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | ----------------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.417 | 2 | 0.005 | 3 | 0.005 | 4 | 0.003 | ----------------------------------------------------------------- Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover None Triple Circuit Flashovers None Quad or more Circuit Flashovers: 0.000 ----------------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.410 0.000 |

2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 4 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report

Model Title: Líneas de 4 circuitos - SIEPAC - Tramo El Salvador Model Author: Manuel Chacón Model File Name: Caso 5 (CKTS 1 Y 3 CON 12 AISLADORES) Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 03/12/04 20:27:24 Finished at: 03/12/04 20:28:57 Line Flashover Report --------------------- Line Length: 3.000 KM Direct Strikes Per Year: 14.182 Back Flashovers: 0.501 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.021 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.522 Direct Strikes Per Year/100 KM: 472.738 Flashovers/100 KM: 17.410 ---------------------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 1 | B 0.501 0.000 0.000 0.000 | 1 | C 0.501 0.008 0.000 0.009 | 2 | A 0.000 0.004 0.000 0.005 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | 3 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | B 0.000 0.000 0.000 0.000

| 3 | C 0.000 0.005 0.000 0.008 | 4 | A 0.000 0.002 0.000 0.003 | 4 | B 0.000 0.000 0.000 0.001 | 4 | C 0.000 0.001 0.000 0.001 | ----------------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.509 | 2 | 0.005 | 3 | 0.005 | 4 | 0.003 | ---------------------------------------------------------------- Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover None Triple Circuit Flashovers None Quad or more Circuit Flashovers: 0.000 --------------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.501 0.000

| 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 3 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 4 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report

ANEXO 18

Simulación de Salidas de Línea de Estructuras Compactas con Postes de Acero

Resumen de simulaciones Postes de acero 230 kV y 69 kV

Caso Separación HG (m)

Circuitos (kV)

Puesta a tierra (ohm)

Backflashover por año

Fallas de blindaje por año

1 1.5 230 y 69 10 0.54 0.00 2 1.0 230 y 69 10 0.57 0.00 3 0.75 230 y 69 5 0.20 0.00 4 0.75 230 10 0.00 0.00

Conclusiones:

• Separar los dos hilos de guarda con brazos de 1 m. • Mantener la distancia vertical del tope del poste a la fase en 5.10 m. • Adoptar la resistencia de tierra de 5 ohm si hay circuito de 69 kV y de 10 ohm si sólo

hay 230 kV. • Adoptar la distancia de 4.1 m entre la fase inferior de 230 kV y la fase superior de 69

kV.

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 May 05, 2004 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 FILENAME: M1PAS2 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230/69 KV TIPO PCAS1 CASO 1: HG SEPARADOS 1.5 m, 10 OHM, 230 kV Y 69 kV Echo of Input Data Keraunic Level...: 136.0 Thunder Days per Year Line Length......: 10.0 Kilometers Data for the 2 Shield Wires: --------------------------------------------------------------- Node Lateral No. Distance(m) Height(m) Diam(cm) Sag(m) Name --- ----------- --------- ------- ------- ------------ 1 -1.50 28.20 .977 4.00 7#8AW 2 1.50 28.20 .977 4.00 7#8AW Data for the 6 AC Phases and 0 DC Poles: --------------------------------------------------------------- Node Lateral Voltage No. Distance(m) Height(m) (kV) Angle Sag(m) --- ----------- --------- ------- ------- ------ 3 -2.60 23.10 230.0 0. A 4.50 4 2.60 20.90 230.0 240. B 4.50 5 -2.60 18.70 230.0 120. C 4.50 6 1.00 15.60 69.0 180. D 4.50 7 -1.00 14.60 69.0 60. E 4.50 8 1.00 13.60 69.0 300. F 4.50 Node No. Bundle Insulators Series No. Diam(cm) Name Cond Dia(cm) No. Len.(cm) Wood(m) --- ------- ------------ ---- ------- --- ------- ------- 3 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 4 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 5 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 6 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0 7 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0 8 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230/69 KV TIPO PCAS1 Echo of Input Data (Continued) Tower Type........: 0 Tower Height......: 28.20 (m) Number of Nodes...: 16 Data for the 9 Tower Elements: --------------------------------------------------- No. Node A Node B Length(m) Diam(m) Sparsity --- ------ ------ ---------- -------- -------- 1 1 9 1.50 .30 1 2 2 9 1.50 .30 1 3 9 10 5.60 .40 1 4 10 11 2.20 .45 1 5 11 12 2.20 .50 1 6 12 13 3.10 .55 1 7 13 14 1.00 .55 1 8 14 15 1.00 .60 1 9 15 16 13.00 .80 1 Conductor Flashes to at Node Tower Node --------- ---------- 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8 Surge Footing Resistance Connected to Node 16 Footing R Frequency of (ohms) Occurrence --------- ------------ 10.0 1.0000

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230/69 KV TIPO PCAS1 Shielding Failure Flashover Rates ------------------------------------- NO SHIELDING FAILURES CALCULATED Back Flashover Rates ------------------------------------------- Backflashes % of Total Nodes Flashing per Year Backflashes ------------------ ---------- ----------- 8 .282 51.97 6 .083 15.38 7 .177 32.65 ------ Total = .54 SUMMARY FOR TOTAL LINE LENGTH ----------------------------- 136.00 Thunder Days per Year 10.00 Line Length (kM) 22.80 Strokes to Line per Year .00 Shielding Failures per Year .54 Back Flashovers per Year .54 Combined Flashovers per Year

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 May 05, 2004 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 FILENAME: M1PAS3 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230/69 KV TIPO PCAS1 CASO 2: HG SEPARADOS 1.0 m, 10 OHM,230 kV Y 69 kV Echo of Input Data Keraunic Level...: 136.0 Thunder Days per Year Line Length......: 10.0 Kilometers Data for the 2 Shield Wires: --------------------------------------------------------------- Node Lateral No. Distance(m) Height(m) Diam(cm) Sag(m) Name --- ----------- --------- ------- ------- ------------ 1 -1.00 28.20 .977 4.00 7#8AW 2 1.00 28.20 .977 4.00 7#8AW Data for the 6 AC Phases and 0 DC Poles: --------------------------------------------------------------- Node Lateral Voltage No. Distance(m) Height(m) (kV) Angle Sag(m) --- ----------- --------- ------- ------- ------ 3 -2.60 23.10 230.0 0. A 4.50 4 2.60 20.90 230.0 240. B 4.50 5 -2.60 18.70 230.0 120. C 4.50 6 1.00 15.60 69.0 180. D 4.50 7 -1.00 14.60 69.0 60. E 4.50 8 1.00 13.60 69.0 300. F 4.50 Node No. Bundle Insulators Series No. Diam(cm) Name Cond Dia(cm) No. Len.(cm) Wood(m) --- ------- ------------ ---- ------- --- ------- ------- 3 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 4 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 5 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 6 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0 7 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0 8 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230/69 KV TIPO PCAS1 Echo of Input Data (Continued) Tower Type........: 0 Tower Height......: 28.20 (m) Number of Nodes...: 16 Data for the 9 Tower Elements: --------------------------------------------------- No. Node A Node B Length(m) Diam(m) Sparsity --- ------ ------ ---------- -------- -------- 1 1 9 1.00 .30 1 2 2 9 1.00 .30 1 3 9 10 5.60 .40 1 4 10 11 2.20 .45 1 5 11 12 2.20 .50 1 6 12 13 3.10 .55 1 7 13 14 1.00 .55 1 8 14 15 1.00 .60 1 9 15 16 13.00 .80 1 Conductor Flashes to at Node Tower Node --------- ---------- 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8 Surge Footing Resistance Connected to Node 16 Footing R Frequency of (ohms) Occurrence --------- ------------ 10.0 1.0000

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 May 05, 2004 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 FILENAME: M1PAS5 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230/69 KV TIPO PCAS1 CASO 3: HG SEPARADOS 0.75 m, 5 OHM,230 kV Y 69 kV Echo of Input Data Keraunic Level...: 136.0 Thunder Days per Year Line Length......: 10.0 Kilometers Data for the 2 Shield Wires: --------------------------------------------------------------- Node Lateral No. Distance(m) Height(m) Diam(cm) Sag(m) Name --- ----------- --------- ------- ------- ------------ 1 -.75 28.20 .977 4.00 7#8AW 2 .75 28.20 .977 4.00 7#8AW Data for the 6 AC Phases and 0 DC Poles: --------------------------------------------------------------- Node Lateral Voltage No. Distance(m) Height(m) (kV) Angle Sag(m) --- ----------- --------- ------- ------- ------ 3 -2.60 23.10 230.0 0. A 4.50 4 2.60 20.90 230.0 240. B 4.50 5 -2.60 18.70 230.0 120. C 4.50 6 1.00 15.60 69.0 180. D 4.50 7 -1.00 14.60 69.0 60. E 4.50 8 1.00 13.60 69.0 300. F 4.50 Node No. Bundle Insulators Series No. Diam(cm) Name Cond Dia(cm) No. Len.(cm) Wood(m) --- ------- ------------ ---- ------- --- ------- ------- 3 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 4 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 5 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 6 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0 7 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0 8 2.179 HAWK 1 2.2 8 14.60 .0

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230/69 KV TIPO PCAS1 Echo of Input Data (Continued) Tower Type........: 0 Tower Height......: 28.20 (m) Number of Nodes...: 16 Data for the 9 Tower Elements: --------------------------------------------------- No. Node A Node B Length(m) Diam(m) Sparsity --- ------ ------ ---------- -------- -------- 1 1 9 .80 .30 1 2 2 9 .80 .30 1 3 9 10 5.60 .40 1 4 10 11 2.20 .45 1 5 11 12 2.20 .50 1 6 12 13 3.10 .55 1 7 13 14 1.00 .55 1 8 14 15 1.00 .60 1 9 15 16 13.00 .80 1 Conductor Flashes to at Node Tower Node --------- ---------- 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8 Surge Footing Resistance Connected to Node 16 Footing R Frequency of (ohms) Occurrence --------- ------------ 5.0 1.0000

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 May 05, 2004 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 FILENAME: M1PAS7 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230 KV TIPO PCAS1 CASO 4.A: HG SEPARADOS 0.75 m, 10 OHM, SOLO 230 kV Echo of Input Data Keraunic Level...: 136.0 Thunder Days per Year Line Length......: 10.0 Kilometers Data for the 2 Shield Wires: --------------------------------------------------------------- Node Lateral No. Distance(m) Height(m) Diam(cm) Sag(m) Name --- ----------- --------- ------- ------- ------------ 1 -.75 28.20 .977 4.00 7#8AW 2 .75 28.20 .977 4.00 7#8AW Data for the 3 AC Phases and 0 DC Poles: --------------------------------------------------------------- Node Lateral Voltage No. Distance(m) Height(m) (kV) Angle Sag(m) --- ----------- --------- ------- ------- ------ 3 -2.60 23.10 230.0 0. A 4.50 4 2.60 20.90 230.0 240. B 4.50 5 -2.60 18.70 230.0 120. C 4.50 Node No. Bundle Insulators Series No. Diam(cm) Name Cond Dia(cm) No. Len.(cm) Wood(m) --- ------- ------------ ---- ------- --- ------- ------- 3 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 4 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0 5 2.179 HAWK 2 45.0 16 14.60 .0

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230 KV TIPO PCAS1 Echo of Input Data (Continued) Tower Type........: 0 Tower Height......: 28.20 (m) Number of Nodes...: 16 Data for the 9 Tower Elements: --------------------------------------------------- No. Node A Node B Length(m) Diam(m) Sparsity --- ------ ------ ---------- -------- -------- 1 1 9 .80 .30 1 2 2 9 .80 .30 1 3 9 10 5.60 .40 1 4 10 11 2.20 .45 1 5 11 12 2.20 .50 1 6 12 13 3.10 .55 1 7 13 14 1.00 .55 1 8 14 15 1.00 .60 1 9 15 16 13.00 .80 1 Conductor Flashes to at Node Tower Node --------- ---------- 3 3 4 4 5 5 Surge Footing Resistance Connected to Node 16 Footing R Frequency of (ohms) Occurrence --------- ------------ 10.0 1.0000

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230 KV TIPO PCAS1 Shielding Failure Flashover Rates ------------------------------------- NO SHIELDING FAILURES CALCULATED Back Flashover Rates ------------------------------------------- NO BACK FLASHOVERS CALCULATED SUMMARY FOR TOTAL LINE LENGTH ----------------------------- 136.00 Thunder Days per Year 10.00 Line Length (kM) 22.56 Strokes to Line per Year .00 Shielding Failures per Year .00 Back Flashovers per Year .00 Combined Flashovers per Year

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 May 05, 2004 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 FILENAME: M1PAS9 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230 KV TIPO PCAS1 CASO 4.2: HG SEPARADOS 0.75 m, 10 OHM, SOLO 230 kV Echo of Input Data Keraunic Level...: 136.0 Thunder Days per Year Line Length......: 10.0 Kilometers Data for the 2 Shield Wires: --------------------------------------------------------------- Node Lateral No. Distance(m) Height(m) Diam(cm) Sag(m) Name --- ----------- --------- ------- ------- ------------ 1 -.75 28.20 .977 4.00 7#8AW 2 .75 28.20 .977 4.00 7#8AW Data for the 3 AC Phases and 0 DC Poles: --------------------------------------------------------------- Node Lateral Voltage No. Distance(m) Height(m) (kV) Angle Sag(m) --- ----------- --------- ------- ------- ------ 3 -2.60 23.10 230.0 0. A 4.50 4 2.60 20.90 230.0 240. B 4.50 5 -2.60 18.70 230.0 120. C 4.50 Node No. Bundle Insulators Series No. Diam(cm) Name Cond Dia(cm) No. Len.(cm) Wood(m) --- ------- ------------ ---- ------- --- ------- ------- 3 2.179 HAWK 2 45.7 16 14.60 .0 4 2.179 HAWK 2 45.7 16 14.60 .0 5 2.179 HAWK 2 45.7 16 14.60 .0

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230 KV TIPO PCAS1 Echo of Input Data (Continued) Tower Type........: 25 Tower Height......: 28.20 (m) Number of Nodes...: 8 Data for the 4 Tower Elements: --------------------------------------------------- No. Node A Node B Length(m) Diam(m) Sparsity --- ------ ------ ---------- -------- -------- 1 1 5 5.60 .50 1 2 5 6 4.40 .55 1 3 6 7 4.40 .60 1 4 7 8 18.20 .80 1 Conductor Flashes to at Node Tower Node --------- ---------- 3 2 4 3 5 4 Surge Footing Resistance Connected to Node 8 Footing R Frequency of (ohms) Occurrence --------- ------------ 10.0 1.0000

M U L T I - F L A S H * * * * * Version 4.01 EPRI Lighting Outage Rate Calculation Program RP1284-3 & RP2151-1 TITLE: EPR-L/T SIEPAC-POSTE DE ACERO 230 KV TIPO PCAS1 Shielding Failure Flashover Rates ------------------------------------- NO SHIELDING FAILURES CALCULATED Back Flashover Rates ------------------------------------------- NO BACK FLASHOVERS CALCULATED SUMMARY FOR TOTAL LINE LENGTH ----------------------------- 136.00 Thunder Days per Year 10.00 Line Length (kM) 22.56 Strokes to Line per Year .00 Shielding Failures per Year .00 Back Flashovers per Year .00 Combined Flashovers per Year

Simulaciones de 230/69 kV en postes de acero Disposición delta del 230 kV (TFlash)

Puesta a tierra : 10 ohmios en todas las torres Conductor : 2 x Hawk 230 kV, 1 x Hawk 69 kV Cable de guarda : 7Nº8 Alumoweld Longitud del modelo : 250 m Densidad de descargas : 12 descargas/km2

Resumen de los resultados (salidas anuales por nivel de tensión) Resistencia de puesta a tierra de 10 ohmios

Caso 230 kV 69 kV Dobles Base, HG a +/-1 m 0.000 4.893 0.000 Caso 1, HG a +/-1.5 m 0.000 4.893 0.000 Caso 2, HG a +/-2 m 0.000 4.893 0.000

La mayoría de salidas del 69 kV se originan en Back Flashover.

Resumen de los resultados (salidas anuales por nivel de tensión) Resistencia de puesta a tierra de 5 ohmios

Caso 230 kV 69 kV Dobles Base, HG a +/-1 m 0.000 4.192 0.000 Caso 1, HG a +/-1.5 m 0.000 4.192 0.000 Caso 2, HG a +/-2 m 0.000 4.192 0.000

Model Title: Caso base con 69 kV, Cables de guarda a +/- 1 m. Model Author: Model File Name: Acero caso base Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/04/04 15:29:17 Finished at: 05/04/04 15:32:43 Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 25.053 Back Flashovers: 4.893 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 4.893 Direct Strikes Per Year/100 KM: 250.529 Flashovers/100 KM: 48.925 ------------------------------------------------------ Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.042 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.017 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | C 4.893 0.000 0.000 0.000 | -----------------------------------------------------

Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | 2 | 4.893 | -------------------------------------------------- Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover None -------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ------------------------------------------------ 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report Model Title: Caso 1 230 y 69 kV, cables de guarda a +/- 1.5 m Model Author: Model File Name: Acero caso 1 Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/04/04 15:43:22 Finished at: 05/04/04 15:47:38 ------------------------------------------------------------- Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 25.053

Back Flashovers: 4.893 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 4.893 Direct Strikes Per Year/100 KM: 250.528 Flashovers/100 KM: 48.925 ------------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.020 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.008 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | C 4.893 0.000 0.000 0.000 | ------------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | 2 | 4.893 | ------------------------------------------------------------ Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover None ------------------------------------------------------------

Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report Model Title: Caso 1 230 y 69 kV, cables de guarda a +/- 2 m Model Author: Model File Name: Acero caso 2 Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/04/04 15:50:01 Finished at: 05/04/04 15:54:31 --------------------------------------------------------- Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 25.053 Back Flashovers: 4.893 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 4.893 Direct Strikes Per Year/100 KM: 250.527 Flashovers/100 KM: 48.925 -------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES

--------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.007 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.007 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | B 0.702 0.000 0.000 0.000 | 2 | C 4.893 0.000 0.000 0.000 | ------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | 2 | 4.893 | ------------------------------------------------------ Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover None ------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | 0.000 0.000 0.702 0.000 | End Report

Model Title: Caso base con 69 kV Resistencia de 5 ohmios Model Author: Model File Name: Acero caso base 5 ohm Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/05/04 07:27:07 Finished at: 05/05/04 07:30:23 ----------------------------------------------------------- Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 25.053 Back Flashovers: 4.192 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 4.192 Direct Strikes Per Year/100 KM: 250.529 Flashovers/100 KM: 41.922 ----------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.042 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.017 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | C 4.192 0.000 0.000 0.000 | -------------------------------------------------------

Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | 2 | 4.192 | -------------------------------------------------------- Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover None -------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report Model Title: Caso 1 230 y 69 kV, cables de guarda a +/- 1.5 m, Resistencia 5 ohm Model Author: Model File Name: Acero caso 1 5 ohm Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/05/04 07:33:59 Finished at: 05/05/04 07:38:26

Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 25.053 Back Flashovers: 4.192 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 4.192 Direct Strikes Per Year/100 KM: 250.528 Flashovers/100 KM: 41.922 ---------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.020 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.008 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | C 4.192 0.000 0.000 0.000 | ---------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | 2 | 4.192 | ---------------------------------------------------------

Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover None ---------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report Model Title: Caso 2 230 y 69 kV, cables de guarda a +/- 2 m, Resistencia 5 ohm Model Author: Model File Name: Acero caso 2 5 ohm Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/05/04 07:40:59 Finished at: 05/05/04 07:45:09 --------------------------------------------------------- Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 25.053 Back Flashovers: 4.192 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 4.192 Direct Strikes Per Year/100 KM: 250.527 Flashovers/100 KM: 41.922 ------------------------------------------------------

Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.007 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.007 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | 2 | A 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | B 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | C 4.192 0.000 0.000 0.000 | ------------------------------------------------------ Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | 2 | 4.192 | ------------------------------------------------------ Multi Circuit Flashover Report ------------------------------ Double Circuit Flashover None ----------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ------------------------------------------------ 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | 2 | 0.000 0.000 0.000 0.000 End Report

Simulaciones de 230 kV en postes de acero Disposición delta del 230 kV (TFlash)

Puesta a tierra : 10 ohmios en todas las torres Conductor : 2 x Hawk 230 kV Cable de guarda : 7Nº8 Alumoweld Longitud del modelo : 250 m Densidad de descargas : 12 descargas/km2

Resumen de los resultados (salidas anuales/100 km por origen) Resistencia de 10 ohm

Caso BFO Directos Sal/100 km Base, HG a +/-1 m 0.000 0.049 0.049 Caso 1, HG a +/-1.5 m 0.000 0.019 0.000 Caso 2, HG a +/-2 m 0.000 0.006 0.006

Resumen de los resultados (salidas anuales/100 km por origen) Resistencia de 5 ohm

Caso BFO Directos Sal/100 km Base, HG a +/-1 m 0.000 0.049 0.049 Caso 1, HG a +/-1.5 m 0.000 0.019 0.000 Caso 2, HG a +/-2 m 0.000 0.006 0.006

Model Title: Caso base, solo 230 kV, HG a +/-1 m Model Author: Model File Name: Acero solo 230 kV, base Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/04/04 16:29:22 Finished at: 05/04/04 16:30:00 ------------------------------------------------------- S Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 24.693 Back Flashovers: 0.000 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.005 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.005 Direct Strikes Per Year/100 KM: 246.925 Flashovers/100 KM: 0.049 ------------------------------------------------------------ Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.005 0.000 0.049 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.015 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | ------------------------------------------------------------ Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.005 |

--------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report --------------------------------------------------------- Model Title: Caso base, solo 230 kV, HG a +/-1 m Model Author: Model File Name: Acero solo 230 kV, caso 1 Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/04/04 16:32:27 Finished at: 05/04/04 16:33:08 Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 24.692 Back Flashovers: 0.000 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.000 Direct Strikes Per Year/100 KM: 246.925 Flashovers/100 KM: 0.000 ---------------------------------------------------------

Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.019 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.008 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | ----------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | ---------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | --------- End Report Model Title: Caso base, solo 230 kV, HG a +/-1 m Model Author: Model File Name: Acero solo 230 kV, caso 2 Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/04/04 16:35:28 Finished at: 05/04/04 16:36:11 Line Flashover Report

--------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 24.692 Back Flashovers: 0.000 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.000 Direct Strikes Per Year/100 KM: 246.923 Flashovers/100 KM: 0.000 --------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.006 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.004 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | --------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | --------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report ---------------------------------------------------------

Model Title: Caso base, solo 230 kV, HG a +/-1 m, 5 ohm Model Author: Model File Name: Acero solo 230 kV, base 5 ohm Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/05/04 07:56:28 Finished at: 05/05/04 07:57:09 Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 24.693 Back Flashovers: 0.000 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.005 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.005 Direct Strikes Per Year/100 KM: 246.925 Flashovers/100 KM: 0.049 ---------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.005 0.000 0.049 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.015 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | ------------------------------------------------------ Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.005 | ------------------------------------------------------

Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N -------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/05/04 08:00:23 Finished at: 05/05/04 08:01:04 Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 24.692 Back Flashovers: 0.000 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.000 Direct Strikes Per Year/100 KM: 246.925 Flashovers/100 KM: 0.000 ------------------------------------------------------- Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.019 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.008 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | -----------------------------------------------------------

Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | -------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report Model Title: Caso 2, solo 230 kV, HG a +/-2 m, 5 ohm Model Author: Model File Name: Acero solo 230 kV, caso 2, 5 ohm Line Type: Entire Line Flashover details: Record all flashovers Line Voltage Simulation: Constant Line Voltage Started at: 05/05/04 08:04:05 Finished at: 05/05/04 08:04:46 Line Flashover Report --------------------- Line Length: 10.000 KM Direct Strikes Per Year: 24.692 Back Flashovers: 0.000 Phase Strike/Shielding Failure Flashovers: 0.000 Flashovers From Nearby Strikes: 0.000 Total Flashovers: 0.000 Direct Strikes Per Year/100 KM: 246.923 Flashovers/100 KM: 0.000 ------------------------------------------------------

Phase Flashover Report ---------------------- | PHASE CIRCUIT | PHASE BACK STRIKE INDUCED DIRECT | FLASH FLASH FLASH STRIKES --------+----------------------------------------------- 1 | A 0.000 0.000 0.000 0.006 | 1 | B 0.000 0.000 0.000 0.004 | 1 | C 0.000 0.000 0.000 0.001 | --------------------------------------------------------- Circuit Flashover Report ------------------------ CIRCUIT | FLASHOVERS --------+----------- 1 | 0.000 | ---------------------------------------------------------- Multi Phase Flashover Report ---------------------------- A-B A-C B-C A-B-C P-N ----------------------------------------------------- 1 | 0.000 0.000 0.000 0.000 | End Report

ANEXO 19

Cálculos de Flechas y Tensiones para Estructuras Compactas con Postes de Acero

ALUMINUM COMPANY OF AMERICA SAG AND TENSION DATA EPR LT SIEPAC TRECHO ESTRUCTURAS COMPACTAS OPGW Catalog #: SC-69/553 14/ 107 mm2/ 551.1811 Area= 107.1700 Sq. mm Dia=14.000 mm Wt= .593 Kg/M RTS= 8723 Kg Data from Chart No. 1-1450 Kilogram Units Span= 100.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 .70 1596. 18.3 .56 1983. 22.7 0. .00 24.00 .00 .682 .56 1532. 17.6 .44 1944. 22.3 0. .00 8.00 .00 .603 .50 1511. 17.3 .39 1932. 22.1 -10. .00 .00 .00 .593 .44 1685. 19.3 .35 2094. 24.0 -5. .00 .00 .00 .593 .46 1596. 18.3 .37 2012. 23.1 0. .00 .00 .00 .593 .49 1508. 17.3 .38 1930. 22.1 10. .00 .00 .00 .593 .55 1338. 15.3 .42 1767. 20.3 16. .00 .00 .00 .593 .60 1239. 14.2 .44 1669. 19.1 20. .00 .00 .00 .593 .63 1176. 13.5 .46 1605. 18.4 25. .00 .00 .00 .593 .67 1099. 12.6* .49 1525. 17.5 30. .00 .00 .00 .593 .72 1026. 11.8 .51 1445. 16.6 80. .00 .00 .00 .593 1.38 539. 6.2 .97 767. 8.8 * Design Condition Span= 150.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 1.57 1607. 18.4 1.31 1932. 22.1 0. .00 24.00 .00 .682 1.29 1484. 17.0 1.04 1846. 21.2 0. .00 8.00 .00 .603 1.18 1441. 16.5 .93 1817. 20.8 -10. .00 .00 .00 .593 1.05 1589. 18.2 .85 1968. 22.6 -5. .00 .00 .00 .593 1.10 1511. 17.3 .88 1891. 21.7 0. .00 .00 .00 .593 1.16 1435. 16.4 .92 1814. 20.8 10. .00 .00 .00 .593 1.29 1291. 14.8 1.00 1663. 19.1 16. .00 .00 .00 .593 1.38 1210. 13.9 1.06 1574. 18.0 20. .00 .00 .00 .593 1.44 1159. 13.3 1.10 1517. 17.4 25. .00 .00 .00 .593 1.52 1099. 12.6* 1.15 1446. 16.6 30. .00 .00 .00 .593 1.60 1042. 11.9 1.21 1377. 15.8 80. .00 .00 .00 .593 2.52 663. 7.6 1.99 839. 9.6 * Design Condition� Span= 200.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 2.77 1618. 18.5 2.38 1881. 21.6 0. .00 24.00 .00 .682 2.37 1438. 16.5 1.96 1738. 19.9 0. .00 8.00 .00 .603 2.20 1370. 15.7 1.79 1687. 19.3 -10. .00 .00 .00 .593 1.99 1487. 17.0 1.63 1818. 20.8 -5. .00 .00 .00 .593 2.09 1423. 16.3 1.70 1749. 20.0 0. .00 .00 .00 .593 2.18 1361. 15.6 1.77 1681. 19.3 10. .00 .00 .00 .593 2.38 1247. 14.3 1.91 1549. 17.8 16. .00 .00 .00 .593 2.51 1185. 13.6 2.01 1474. 16.9 20. .00 .00 .00 .593 2.59 1145. 13.1 2.08 1426. 16.3 25. .00 .00 .00 .593 2.70 1099. 12.6* 2.17 1368. 15.7 30. .00 .00 .00 .593 2.81 1056. 12.1 2.26 1312. 15.0 80. .00 .00 .00 .593 3.94 754. 8.6 3.32 894. 10.3 * Design Condition

Span= 250.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 4.31 1626. 18.6 3.82 1837. 21.1 0. .00 24.00 .00 .682 3.81 1399. 16.0 3.25 1638. 18.8 0. .00 8.00 .00 .603 3.60 1311. 15.0 3.02 1563. 17.9 -10. .00 .00 .00 .593 3.32 1397. 16.0 2.78 1668. 19.1 -5. .00 .00 .00 .593 3.44 1347. 15.4 2.88 1609. 18.4 0. .00 .00 .00 .593 3.57 1299. 14.9 2.99 1553. 17.8 10. .00 .00 .00 .593 3.83 1212. 13.9 3.21 1447. 16.6 16. .00 .00 .00 .593 3.98 1164. 13.3 3.34 1387. 15.9 20. .00 .00 .00 .593 4.09 1134. 13.0 3.44 1349. 15.5 25. .00 .00 .00 .593 4.22 1099. 12.6* 3.56 1303. 14.9 30. .00 .00 .00 .593 4.35 1066. 12.2 3.68 1260. 14.4 80. .00 .00 .00 .593 5.65 822. 9.4 4.96 936. 10.7 * Design Condition Span= 300.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 6.19 1633. 18.7 5.61 1801. 20.6 0. .00 24.00 .00 .682 5.61 1369. 15.7 4.94 1555. 17.8 0. .00 8.00 .00 .603 5.37 1266. 14.5 4.66 1460. 16.7 -10. .00 .00 .00 .593 5.04 1326. 15.2 4.35 1537. 17.6 -5. .00 .00 .00 .593 5.19 1288. 14.8 4.48 1491. 17.1 0. .00 .00 .00 .593 5.34 1252. 14.4 4.62 1447. 16.6 10. .00 .00 .00 .593 5.64 1186. 13.6 4.90 1364. 15.6 16. .00 .00 .00 .593 5.81 1150. 13.2 5.07 1319. 15.1 20. .00 .00 .00 .593 5.93 1127. 12.9 5.18 1289. 14.8 25. .00 .00 .00 .593 6.08 1099. 12.6* 5.33 1255. 14.4 30. .00 .00 .00 .593 6.23 1073. 12.3 5.47 1222. 14.0 80. .00 .00 .00 .593 7.66 874. 10.0 6.91 968. 11.1 * Design Condition� Span= 350.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 8.40 1638. 18.8 7.76 1774. 20.3 0. .00 24.00 .00 .682 7.77 1347. 15.4 7.01 1491. 17.1 0. .00 8.00 .00 .603 7.51 1234. 14.1 6.70 1381. 15.8 -10. .00 .00 .00 .593 7.14 1274. 14.6 6.34 1435. 16.4 -5. .00 .00 .00 .593 7.31 1245. 14.3 6.50 1400. 16.0 0. .00 .00 .00 .593 7.47 1218. 14.0 6.66 1366. 15.7 10. .00 .00 .00 .593 7.80 1167. 13.4 6.98 1303. 14.9 16. .00 .00 .00 .593 8.00 1139. 13.1 7.17 1268. 14.5 20. .00 .00 .00 .593 8.13 1121. 12.8 7.30 1246. 14.3 25. .00 .00 .00 .593 8.29 1099. 12.6* 7.46 1219. 14.0 30. .00 .00 .00 .593 8.45 1078. 12.4 7.62 1194. 13.7 80. .00 .00 .00 .593 9.98 914. 10.5 9.19 992. 11.4 * Design Condition�

ANEXO 20

Dibujo Típico de Brazo Aislante V-Horizontal No-Cerámico para 230 kV

ANEXO 21

Dibujo Típico del Aislador de Suspensión No-Cerámico para 230 kV

ANEXO 22

Dibujo Típico del Aislador “Line Post” para 69 kV

ANEXO 23

Cálculo de Inclinación de Cadenas para las Estructuras Compactas con Postes de Acero

ESTRUCTURA TIPO: PCASAS CONDUCTOR RS= 150 m

Condicion de Operacion: Descargas Atmosfericas1.0 Max viento, Min angulo, Min vano de peso Tipo: 477.0 kmcm 26/7 ACSR #/Fase: 2







Angulo de Inclinacion: 67.8Coef. de Arrastre: 1.2

Condicion de Operacion: Descargas AtmosfericasViento max opuesto, Min angulo, Max vano de peso

2.0 Tipo: 477.0 kmcm 26/7 ACSR #/Fase: 2








Condicion de Operacion: Sobretension de ManiobraSin viento, Max temperatura, Min tension, Min angulo, Max vano de peso










CALCULO DE INCLINACION DE LA CADENA DE AISLADORES POSTE DE ACERO TIPO PCASA

L1

D1

S1

B1

L1

Carga de Angulo

0.10


1





























CALCULO DE INCLINACION DE LA CADENA DE AISLADORES POSTE DE ACERO PCASA

L1

D1

S1

B1

L1

Carga de Angulo

0.10


1






























L1

D1

S1

B1

L1

Carga de Angulo

0.10


1

VALOR BRAZO(kV) Factor de Longitud

MAX MIN (kmh) Presion (m)

1425 cresta 2360 mm 68o 22o (+/-)40 1.00 1.40

1425 cresta 2360 mm 75o 42o (+/-)40 1.00 0.55

1425 cresta 2360 mm 78o 55o (+/-)40 1.00 0.20

1425 cresta 2360 mm 80o 62o (+/-)40 1.00 0.00


VIENTO

5

ELECTRICA INCLINACIONANGULO DE DISTANCIA ANGULO DE

LINEA

20


RESUMEN

15

10

1

ANEXO 24

Cálculo de Flechas y Tensiones para Estructuras Compactas con Postes de Concreto

ALUMINUM COMPANY OF AMERICA SAG AND TENSION DATA EPR LT SIEPAC TRECHO ESTRUCTURAS COMPACTAS DE CONCRETO Conductor HAWK 477.0 Kcmil 26/ 7 Stranding ACSR Area= 280.9027 Sq. mm Dia=21.793 mm Wt= .976 Kg/M RTS= 8845 Kg Data from Chart No. 1-782 Kilogram Units Span= 100.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Rolled Rod Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 1.431 1.88 954. 10.8 1.79 999. 11.3* 0. .00 24.00 .00 1.107 1.79 774. 8.7 1.69 822. 9.3 0. .00 8.00 .00 .991 1.76 706. 8.0 1.64 755. 8.5 -10. .00 .00 .00 .976 1.58 772. 8.7 1.48 828. 9.4 -5. .00 .00 .00 .976 1.67 732. 8.3 1.56 784. 8.9 0. .00 .00 .00 .976 1.75 697. 7.9 1.64 746. 8.4 10. .00 .00 .00 .976 1.92 637. 7.2 1.80 681. 7.7 16. .00 .00 .00 .976 2.01 608. 6.9 1.89 648. 7.3 20. .00 .00 .00 .976 2.07 590. 6.7 1.95 628. 7.1 25. .00 .00 .00 .976 2.15 569. 6.4 2.02 605. 6.8 30. .00 .00 .00 .976 2.22 550. 6.2 2.09 584. 6.6 80. .00 .00 .00 .976 2.66 460. 5.2 2.66 460. 5.2 * Design Condition Span= 125.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Rolled Rod Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 1.431 2.90 965. 10.9 2.80 999. 11.3* 0. .00 24.00 .00 1.107 2.81 772. 8.7 2.69 807. 9.1 0. .00 8.00 .00 .991 2.78 700. 7.9 2.64 734. 8.3 -10. .00 .00 .00 .976 2.59 738. 8.3 2.46 775. 8.8 -5. .00 .00 .00 .976 2.68 713. 8.1 2.55 749. 8.5 0. .00 .00 .00 .976 2.77 690. 7.8 2.64 724. 8.2 10. .00 .00 .00 .976 2.94 649. 7.3 2.81 681. 7.7 16. .00 .00 .00 .976 3.04 628. 7.1 2.91 658. 7.4 20. .00 .00 .00 .976 3.11 615. 7.0 2.97 644. 7.3 25. .00 .00 .00 .976 3.19 599. 6.8 3.05 627. 7.1 30. .00 .00 .00 .976 3.27 585. 6.6 3.13 612. 6.9 80. .00 .00 .00 .976 3.78 507. 5.7 3.78 507. 5.7 * Design Condition� Span= 150.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Rolled Rod Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 1.431 4.15 973. 11.0 4.04 999. 11.3* 0. .00 24.00 .00 1.107 4.05 771. 8.7 3.92 797. 9.0 0. .00 8.00 .00 .991 4.02 697. 7.9 3.88 722. 8.2 -10. .00 .00 .00 .976 3.83 720. 8.1 3.69 746. 8.4 -5. .00 .00 .00 .976 3.92 703. 7.9 3.78 728. 8.2 0. .00 .00 .00 .976 4.01 687. 7.8 3.87 712. 8.0 10. .00 .00 .00 .976 4.19 657. 7.4 4.04 681. 7.7 16. .00 .00 .00 .976 4.30 642. 7.3 4.15 665. 7.5 20. .00 .00 .00 .976 4.37 631. 7.1 4.21 654. 7.4 25. .00 .00 .00 .976 4.45 620. 7.0 4.30 641. 7.3 30. .00 .00 .00 .976 4.54 608. 6.9 4.38 630. 7.1 80. .00 .00 .00 .976 5.10 542. 6.1 5.10 542. 6.1 * Design Condition

Span= 175.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Rolled Rod Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 1.431 5.63 979. 11.1 5.51 999. 11.3* 0. .00 24.00 .00 1.107 5.53 771. 8.7 5.39 791. 8.9 0. .00 8.00 .00 .991 5.49 695. 7.9 5.34 714. 8.1 -10. .00 .00 .00 .976 5.29 709. 8.0 5.15 729. 8.2 -5. .00 .00 .00 .976 5.39 697. 7.9 5.24 716. 8.1 0. .00 .00 .00 .976 5.48 685. 7.7 5.33 704. 8.0 10. .00 .00 .00 .976 5.67 663. 7.5 5.51 681. 7.7 16. .00 .00 .00 .976 5.77 651. 7.4 5.62 669. 7.6 20. .00 .00 .00 .976 5.85 643. 7.3 5.69 661. 7.5 25. .00 .00 .00 .976 5.93 634. 7.2 5.77 651. 7.4 30. .00 .00 .00 .976 6.02 625. 7.1 5.86 642. 7.3 80. .00 .00 .00 .976 6.63 568. 6.4 6.62 568. 6.4 * Design Condition Span= 200.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Rolled Rod Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 1.431 7.33 983. 11.1 7.21 999. 11.3* 0. .00 24.00 .00 1.107 7.23 772. 8.7 7.08 787. 8.9 0. .00 8.00 .00 .991 7.19 694. 7.9 7.04 709. 8.0 -10. .00 .00 .00 .976 6.99 702. 7.9 6.85 717. 8.1 -5. .00 .00 .00 .976 7.09 693. 7.8 6.94 708. 8.0 0. .00 .00 .00 .976 7.18 684. 7.7 7.03 699. 7.9 10. .00 .00 .00 .976 7.37 667. 7.5 7.21 682. 7.7 16. .00 .00 .00 .976 7.48 657. 7.4 7.32 672. 7.6 20. .00 .00 .00 .976 7.55 651. 7.4 7.39 665. 7.5 25. .00 .00 .00 .976 7.64 644. 7.3 7.48 658. 7.4 30. .00 .00 .00 .976 7.73 636. 7.2 7.56 650. 7.4 80. .00 .00 .00 .976 8.37 588. 6.7 8.37 589. 6.7 * Design Condition� Span= 250.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Rolled Rod Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 1.431 11.43 988. 11.2 11.30 999. 11.3* 0. .00 24.00 .00 1.107 11.33 772. 8.7 11.18 782. 8.8 0. .00 8.00 .00 .991 11.29 694. 7.8 11.13 703. 8.0 -10. .00 .00 .00 .976 11.09 695. 7.9 10.94 704. 8.0 -5. .00 .00 .00 .976 11.19 689. 7.8 11.03 698. 7.9 0. .00 .00 .00 .976 11.28 683. 7.7 11.13 693. 7.8 10. .00 .00 .00 .976 11.47 672. 7.6 11.31 682. 7.7 16. .00 .00 .00 .976 11.59 666. 7.5 11.42 675. 7.6 20. .00 .00 .00 .976 11.66 661. 7.5 11.49 671. 7.6 25. .00 .00 .00 .976 11.75 656. 7.4 11.58 666. 7.5 30. .00 .00 .00 .976 11.85 651. 7.4 11.67 661. 7.5 80. .00 .00 .00 .976 12.53 617. 7.0 12.53 617. 7.0 * Design Condition�

ALUMINUM COMPANY OF AMERICA SAG AND TENSION DATA EPR LT SIEPAC TRECHO ESTRUCTURAS COMPACTAS DE CONCRETO OPGW Catalog #: SC-69/553 14/ 107 mm2/ 551.1811 Area= 107.1700 Sq. mm Dia=14.000 mm Wt= .593 Kg/M RTS= 8723 Kg Data from Chart No. 1-1450 Kilogram Units Span= 100.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 1.73 650. 7.5 1.61 698. 8.0* 0. .00 24.00 .00 .682 1.62 527. 6.0 1.49 574. 6.6 0. .00 8.00 .00 .603 1.58 479. 5.5 1.44 526. 6.0 -10. .00 .00 .00 .593 1.43 519. 5.9 1.29 576. 6.6 -5. .00 .00 .00 .593 1.50 494. 5.7 1.36 546. 6.3 0. .00 .00 .00 .593 1.57 472. 5.4 1.43 519. 6.0 10. .00 .00 .00 .593 1.71 435. 5.0 1.57 473. 5.4 16. .00 .00 .00 .593 1.79 415. 4.8 1.65 450. 5.2 20. .00 .00 .00 .593 1.84 404. 4.6 1.70 436. 5.0 25. .00 .00 .00 .593 1.90 390. 4.5 1.77 420. 4.8 30. .00 .00 .00 .593 1.97 378. 4.3 1.83 405. 4.6 80. .00 .00 .00 .593 2.53 294. 3.4 2.42 308. 3.5 * Design Condition Span= 125.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 2.65 662. 7.6 2.51 698. 8.0* 0. .00 24.00 .00 .682 2.53 527. 6.0 2.38 560. 6.4 0. .00 8.00 .00 .603 2.49 475. 5.4 2.33 507. 5.8 -10. .00 .00 .00 .593 2.33 498. 5.7 2.16 536. 6.1 -5. .00 .00 .00 .593 2.40 483. 5.5 2.24 517. 5.9 0. .00 .00 .00 .593 2.48 468. 5.4 2.32 500. 5.7 10. .00 .00 .00 .593 2.63 442. 5.1 2.47 470. 5.4 16. .00 .00 .00 .593 2.71 428. 4.9 2.56 454. 5.2 20. .00 .00 .00 .593 2.77 419. 4.8 2.62 444. 5.1 25. .00 .00 .00 .593 2.84 409. 4.7 2.69 432. 5.0 30. .00 .00 .00 .593 2.91 400. 4.6 2.76 421. 4.8 80. .00 .00 .00 .593 3.53 329. 3.8 3.40 342. 3.9 * Design Condition� Span= 150.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 3.77 671. 7.7 3.62 698. 8.0* 0. .00 24.00 .00 .682 3.65 527. 6.0 3.48 552. 6.3 0. .00 8.00 .00 .603 3.60 473. 5.4 3.43 496. 5.7 -10. .00 .00 .00 .593 3.43 487. 5.6 3.26 513. 5.9 -5. .00 .00 .00 .593 3.51 476. 5.5 3.34 501. 5.7 0. .00 .00 .00 .593 3.59 466. 5.3 3.42 489. 5.6 10. .00 .00 .00 .593 3.75 447. 5.1 3.58 467. 5.4 16. .00 .00 .00 .593 3.84 436. 5.0 3.67 456. 5.2 20. .00 .00 .00 .593 3.89 430. 4.9 3.73 448. 5.1 25. .00 .00 .00 .593 3.97 422. 4.8 3.81 440. 5.0 30. .00 .00 .00 .593 4.04 414. 4.8 3.88 431. 4.9 80. .00 .00 .00 .593 4.71 356. 4.1 4.57 367. 4.2 * Design Condition

Span= 175.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 5.09 677. 7.8 4.94 698. 8.0* 0. .00 24.00 .00 .682 4.96 528. 6.1 4.79 547. 6.3 0. .00 8.00 .00 .603 4.91 472. 5.4 4.74 490. 5.6 -10. .00 .00 .00 .593 4.75 480. 5.5 4.56 499. 5.7 -5. .00 .00 .00 .593 4.83 472. 5.4 4.65 490. 5.6 0. .00 .00 .00 .593 4.91 464. 5.3 4.73 482. 5.5 10. .00 .00 .00 .593 5.07 450. 5.2 4.89 466. 5.3 16. .00 .00 .00 .593 5.16 442. 5.1 4.99 457. 5.2 20. .00 .00 .00 .593 5.22 437. 5.0 5.05 452. 5.2 25. .00 .00 .00 .593 5.30 431. 4.9 5.13 445. 5.1 30. .00 .00 .00 .593 5.37 425. 4.9 5.20 438. 5.0 80. .00 .00 .00 .593 6.08 376. 4.3 5.92 386. 4.4 * Design Condition Span= 200.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 6.62 681. 7.8 6.46 698. 8.0* 0. .00 24.00 .00 .682 6.49 528. 6.1 6.31 543. 6.2 0. .00 8.00 .00 .603 6.44 471. 5.4 6.25 485. 5.6 -10. .00 .00 .00 .593 6.26 476. 5.5 6.08 490. 5.6 -5. .00 .00 .00 .593 6.35 470. 5.4 6.16 484. 5.5 0. .00 .00 .00 .593 6.43 464. 5.3 6.25 477. 5.5 10. .00 .00 .00 .593 6.59 453. 5.2 6.41 465. 5.3 16. .00 .00 .00 .593 6.68 446. 5.1 6.51 458. 5.3 20. .00 .00 .00 .593 6.75 442. 5.1 6.57 454. 5.2 25. .00 .00 .00 .593 6.83 437. 5.0 6.65 448. 5.1 30. .00 .00 .00 .593 6.90 432. 5.0 6.73 443. 5.1 80. .00 .00 .00 .593 7.63 391. 4.5 7.47 400. 4.6 * Design Condition� Span= 250.0 Mtrs Special Load Zone Creep IS a Factor Design Points Final Initial Temp Ice Wind K Weight Sag Tension RTS Sag Tension RTS C mm Kgsm Kg/M Kg/M Mtrs Kg % Mtrs Kg % 0. .00 48.00 .00 .896 10.29 686. 7.9 10.12 698. 8.0* 0. .00 24.00 .00 .682 10.15 529. 6.1 9.97 539. 6.2 0. .00 8.00 .00 .603 10.10 471. 5.4 9.91 480. 5.5 -10. .00 .00 .00 .593 9.93 471. 5.4 9.74 480. 5.5 -5. .00 .00 .00 .593 10.01 467. 5.4 9.82 476. 5.5 0. .00 .00 .00 .593 10.09 463. 5.3 9.91 472. 5.4 10. .00 .00 .00 .593 10.26 456. 5.2 10.07 464. 5.3 16. .00 .00 .00 .593 10.36 451. 5.2 10.17 459. 5.3 20. .00 .00 .00 .593 10.42 449. 5.1 10.24 457. 5.2 25. .00 .00 .00 .593 10.50 445. 5.1 10.32 453. 5.2 30. .00 .00 .00 .593 10.58 442. 5.1 10.40 450. 5.2 80. .00 .00 .00 .593 11.35 413. 4.7 11.18 419. 4.8 * Design Condition�

ANEXO 25

Cálculo de Capacidades de Postes de Concreto

Client: EPR Date: 02/04/2004Project: LT 230 kV SIEPAC Job No.:Subject: Estructuras Compactas de Concreto - Tipo PCCS1 Suspension y Ang 0-5o By:

CONCRETE POLE MAXIMUM SPAN CALCULATIONA. INPUT DATA

1. LINE DATAVoltage: 230 kVWind span: 175 mWeight span: 250 mLine angle: 5 Degrees 9.60

2. POLE DATAStr. Type: 1C Compact, Insulated V-Braces, Suspension 30.00Pole Hgt: HT 30.00 mEmbedm: hE 3.50 mTop diam: DT 39.00 cmBot diam: DB 84.00 cm 16.90Conductor Arm Length: 2.60 mUnbalanced Number of Arms: 1.00Pole Top Load: (0.30 m from top) 2500 kgPole Top Load: 5500 lbs 3.50

3. POLE GEOMETRY : Distance from Pole Top B. OUTPUT DATAS Wire dsw 0.20 m 1. WIRE LOAD CALCULATIONCond-1 DC1 5.10 m Line 1 Line 2 Underbuilt S WireCond-2 DC2 7.35 m Transverse: 1.032 1.032 0.000 0.672 kg/m2Cond-3 DC3 9.60 m Vertical: 0.978 0.978 0.000 0.600 kg/m2Cond-4 DC4 4.20 m Angle: 87 153 0 61 kgCond-5 DC5 6.45 mCond-6 DC6 8.70 m 2. WIRE & POLE LOADS WITH OCF'sUnderbuild DCU 0.00 m Line 1 Line 2 Underbuilt S WireGroundline Pole Dia: 78.75 cm Transverse: 803 0 0 268 kg

Vertical: 733 0 0 225 kg4. LOAD DATA Wind on Pole: 1123 kg

Wind Press: 48.00 kg/m2Radial ice: 0 cm 3. TOTAL POLE CAPACITY MOMENT

Available ultimate pole capacity moment: 65500 m.kg5. OVERLOAD FACTORS

Vertical: 1.50 4. ULTIMATE GROUNDLINE MOMENTSTransv wind: 1.50 S Wire 7048 m.kgTransv ln angle: 1.50 Cond-1 17190 m.kgLongitudinal: 1.50 Cond-2 15383 m.kgWind on pole: 1.50 Cond-3 13575 m.kg

Cond-4 0 m.kg6. CONDUCTOR Line 1 Line 2 Underbuilt Cond-5 0 m.kg

Size: HAWK None None Cond-6 0 m.kg#/Phase: 2 0 0 Underbuild 0 m.kgDiameter: 21.49 21.49 mmWeight: 0.9779 0.9779 kg/m 5. ADDITIONAL MOMENTSMax Tension: 1000 1750 kg Wind on Pole: 1101 m.kgLong unbal load: 100 100 kg Unbalanced vertical loads: 733 m.kg

7. Moments due to vertical loads: 1947 m.kgS WIRESize: OPGW 6. TOTAL RESULTANT GROUNDLINE MOMENTNo.: 1 (3. +4. above): 56244 m.kgDiameter: 14.00 mm Longitudinal unbalanced moment: 3210 m.kgWeight: 0.6000 kg/m Total Moment: 59454 m.kgMax Tension: 700 kg Ratio Availb Mom/Total Mom must be (= or >1) 1.10

=DC3

DC2

DCU

DC1

dsw

=HT

=hE

Concretpole Calcs 1CktPCCS1-Triangular 02/04/2004

Client: EPR Date: 02/04/2004Project: LT 230 kV SIEPAC Job No.:Subject: Estructuras Compactas de Concreto - Tipo PCCS2- Suspension y Ang 0-5o By:












=DC3

DC2

DCU

DC1

dsw

=HT

=hE

Concretpole Calcs 1CktPCCS2-Vertical 02/04/2004

Client: EPR Date: 02/04/2004Project: LT 230 kV SIEPAC Job No.:Subject: Estructuras Compactas de Concreto - Tipo PCCSA Suspension y Angulo 5-10o By:












=DC3

DC2

DCU

DC1

dsw

=HT

=hE

Concretpole Calcs 1CktPCCSA 02/04/2004

Client: EPR Date: 02/04/2004Project: LT 230 kV SIEPAC Job No.:Subject: Estructuras Compactas de Concreto - Tipo PCCMS Amarre y Angulo 0-30o By:



2. POLE DATA 33.00Str. Type: 1C Compact, Angle, Dead EndPole Hgt: HT 33.00 mEmbedm: hE 3.80 mTop diam: DT 43.50 cm 15.10Bot diam: DB 93.00 cmConductor Arm Length: 0.40 mUnbalanced Number of Arms: 3.00Pole Top Load: (0.30 m from top) 5455 kg 3.80Pole Top Load: 12000 lbs

3. POLE GEOMETRY Distance from Pole Top B. OUTPUT DATAS Wire dsw 0.20 m 1. WIRE LOAD CALCULATIONCond-1 DC1 5.10 m Line 1 Line 2 Underbuilt S WireCond-2 DC2 9.60 m Transverse: 1.032 1.032 0.000 0.672 kg/m2Cond-3 DC3 14.10 m Vertical: 0.978 0.978 0.000 0.593 kg/m2Cond-4 DC4 4.20 m Angle: 518 518 0 362 kgCond-5 DC5 6.45 mCond-6 DC6 8.70 m 2. WIRE & POLE LOADS WITH OCF'sUnderbuild DCU 0.00 m Line 1 Line 2 Underbuilt S WireGroundline Pole Dia: 87.30 cm Transverse: 2094 0 0 720 kg







Moments due to vertical loads: 1039 m.kg7. S WIRE

Size: OPGW 6. TOTAL RESULTANT GROUNDLINE MOMENTNo.: 1 (3. +4. above): 146557 m.kgDiameter: 14.00 mm Longitudinal unbalanced moment: 3615 m.kgWeight: 0.5930 kg/m Total Moment: 150172 m.kg

=DC3

DC2

DCU

DC1

dsw

=HT

=hE

A A

Seccion A-A

Concretpole Calcs 1CktPCCMS-Medium Ang 02/04/2004

Client: EPR Date: 02/04/2004Project: LT 230 kV SIEPAC Job No.:Subject: Estructuras Compactas de Concreto - Tipo PCCDS Amarre y Angulo 30-50o By:




z3. POLE GEOMETRY : Distance from Pole Top

S Wire dsw 0.20 m B. OUTPUT DATACond-1 DC1 5.10 m 1. WIRE LOAD CALCULATIONCond-2 DC2 9.60 m Line 1 Line 2 Underbuilt S WireCond-3 DC3 14.10 m Transverse: 1.032 1.032 0.000 0.672 kg/m2Cond-4 DC4 4.20 m Vertical: 0.978 0.978 0.000 0.593 kg/m2Cond-5 DC5 6.45 m Angle: 845 845 0 592 kgCond-6 DC6 8.70 mUnderbuild DCU 0.00 m 2. WIRE & POLE LOADS WITH OCF'sGroundline Pole Dia: 96.80 cm Line 1 Line 2 Underbuilt S Wire

Transverse: 3077 0 0 1064 kg4. LOAD DATA Vertical: 733 0 0 222 kg

Wind Press: 48.00 kg/m2 Wind on Pole: 1575 kgRadial ice: 0 cm

3. TOTAL POLE CAPACITY MOMENT5. OVERLOAD FACTORS Available ultimate pole capacity moment: 236455 m.kg

Vertical: 1.50Transv wind: 1.50 4. ULTIMATE GROUNDLINE MOMENTSTransv ln angle: 1.50 S Wire 30853 m.kgLongitudinal: 1.50 Cond-1 74162 m.kgWind on pole: 1.50 Cond-2 60314 m.kg


Size: HAWK None None Cond-5 0 m.kg#/Phase: 2 0 0 Cond-6 0 m.kgDiameter: 21.49 21.49 mm Underbuild 0 m.kgWeight: 0.9779 0.9779 kg/mMax Tension: 1000 1000 kg 5. ADDITIONAL MOMENTS

Wind on Pole: 1729 m.kg7. S WIRE Unbalanced vertical loads: 2200 m.kg

Size: OPGW Moments due to vertical loads: 1039 m.kgNo.: 1Diameter: 14.00 mm 6. TOTAL RESULTANT GROUNDLINE MOMENTWeight: 0.5930 kg/m (3. +4. above): 214563 m.kgMax Tension: 700 kg Ratio Availb Mom/Total Mom must be (= or >1) 1.10

=DC3

DC2

DCU

DC1

dsw

=HT

=hE

A A

Seccion A-A

Concretpole Calcs 1CktPCCDS-Ang50 02/04/2004

Client: EPR Date: 02/04/2004Project: LT 230 kV SIEPAC Job No.:Subject: Estructuras Compactas de Concreto - Tipo PCCDS Terminal 0o By:


1. LINE DATAVoltage: 230 kVWind span: 175 mWeight span: 250 m

14.10


z3. POLE GEOMETRY : Distance from Pole Top

S Wire dsw 0.20 m B. OUTPUT DATACond-1 DC1 5.10 m 1. WIRE LOAD CALCULATIONCond-2 DC2 9.60 m Line 1 Line 2 Underbuilt S WireCond-3 DC3 14.10 m Transverse: 1.032 0.000 0.000 0.672 kg/m2Cond-4 DC4 4.20 m Longitudinal: 1000 1000 0 700 kg/m2Cond-5 DC5 6.45 m Vertical: 0.978 0.000 0.000 0.593 kg/m2Cond-6 DC6 8.70 mUnderbuild DCU 0.00 m 2. WIRE & POLE LOADS WITH OCF'sGroundline Pole Dia: 96.80 cm Line 1 Line 2 Underbuilt S Wire

Transverse: 544 0 0 177 kg4. LOAD DATA Longitudinal: 3000 0 0 1050 kg

Wind Press: 48.00 kg/m2 Vertical: 733 0 0 222 kgRadial ice: 0 cm Wind on Pole: 1575 kg

3. TOTAL POLE CAPACITY MOMENT5. OVERLOAD FACTORS Available ultimate pole capacity moment: 236455 m.kg

Vertical: 1.50Transv wind: 1.50 4. ULTIMATE GROUNDLINE MOMENTSTransv ln angle: 1.50 Trans WindLongitudinal: 1.50 S Wire 5141 30881 m.kgWind on pole: 1.50 Cond-1 13122 73481 m.kg

Cond-2 10672 59761 m.kg6. CONDUCTOR Line 1 Line 2 Underbuilt Cond-3 8222 46040 m.kg

Size: HAWK None None Cond-4 0 0 m.kg#/Phase: 2 0 0 Cond-5 0 0 m.kgDiameter: 21.49 0.00 mm Cond-6 0 0 m.kgWeight: 0.9779 0.9779 kg/m Underbuild 0 0 m.kgMax Tension: 1000 1000 kg

5. ADDITIONAL MOMENTSWind on Pole: 1729 m.kg

7. S WIRE Unbalanced vertical loads: 2200 m.kgSize: OPGW Moments due to vertical loads: 1039 m.kgNo.: 1Diameter: 14.00 mm 6. TOTAL RESULTANT GROUNDLINE MOMENTWeight: 0.5930 kg/m (3. +4. above): 212930 m.kgMax Tension: 700 kg Total Moment: 212930 m.kg

=DC3

DC2

DCU

DC1

dsw

=HT

=hE

A A

Seccion A-A

Concretpole Calcs 1CktPCCDS-0-Terminal 02/04/2004

ANEXO 26

Siluetas de Estructuras

TORRES DE CIRCUITO SIMPLE NORMALES

-3,00

-2,00

-1,00

Torre Básica TSA +/- 0,0

+1,00

+2,00Torre TSA +3,0

Cuerpo común

15,00

Altura básica H=20,00

5,00

(pa

ta +

/- 0

)

3,00

Cue

rpo

6,00

+3,00

Torre TSA +6,0

Torre TSA +9,0

Torre TSA +12,0

Cue

rpo

9,00

Cue

rpo

12,0

0

12,0

0

5,80

4,80

Cue

rpo

3,00

Ángulo de blindaje:

6,00

- 10°

62°

55°47°

2,36

1,32

0,71

2,600.

60

0,60

2,80

- 10°

2,80

8,80

4,80

10°

2,36

-2°

-22°

-36°

2,361,

32

0,71

Eje

de

la

Est

ruct

ura

Eje

de

la

Líne

a

Distancia adeterminar

SIEPAC

Eje

de

la

Est

ruct

ura

Eje

de

la

Líne

a

Eje

de

la

Líne

a

Eje

de

la

Est

ruct

ura

Centro de laestructura Eje de la

Línea

Conductores

Eje de la Línea

Centro de laestructura

Distancia a determinar según el ángulode la línea y relaciónde vanos viento / peso

4,80 5,80 5,80 4,80

Distancia a determinar según el ángulode la línea y relaciónde vanos viento / peso

SIEPAC

TORRES DE CIRCUITO DOBLE NORMALES

-3,00

-2,00

-1,00

Torre Básica TDA +/- 0,0

+1,00

+2,00Torre TDA +3,0

Cuerpo común

15,00

Altura básica H=20,00

5,00

(pa

ta +

/- 0

)

3,00

Cue

rpo

6,00

+3,00

Torre TDA +6,0

Torre TDA +9,0

Cue

rpo

9,00

12,0

0

5,80

Cue

rpo

3,00

Ángulo de blindaje:

6,00

- 10°

62°

55°47°

2,36

1,32

0,71

2,60

0.60

2,80

2,80

14,8

0

4,80

10°

2,36

-2°

-22°

-36°2,

361,32

0,71

5,00

4,80

2,60

2,60

0,60

0,10

6,00

Torre TDA +12,0

Cue

rpo

12,0

0

Eje

de

la

Est

ruct

ura

Eje

de

la

Líne

a

Distancia adeterminar

SIEPAC

TORRES DE BASE ESTRECHA

ESTRUCTURAS ESTÉTICAS

TORRES DE CUATRO CIRCUITOS

ESTRUCTURAS COMPACTAS DE ACERO

4,40

2,60mínimo

2,20

4,10

1,00

2,00

Flechamáxima

6,60

FUNDACIÓN DE BLOQUE ÚNICO

0,50PLACA DE

PUESTA A TIERRA

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

0.50

Altura libre7,00

Mínimo

1,00 Mín.

CIRCUITO69 kV

5,10

Alturatotal28,50

(variable)

1,001,00

17°

SIEPAC

5,10

4,40

2,60

mínimo

4,10

2,00

Flechamáxima

6,60


Alturatotal36,00

(variable)

0,50

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

0.50

Altura libre7,00

Mínimo

1,00 Mín.

2,00

4,40

CIRCUITO69 kV

1,00 0,50

17°

SIEPAC

5,50

4,40

4,10

2,00

Flechamáxima

6,60


Alturatotal36,30

(variable)

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

0.50

Altura libre7,00

Mínimo

2,00

4,40

CIRCUITO69 kV

2,40

mínimo

L= 1,40 m Para ángulo de línea mayor de 5° y menor de 10°

L= 0,55 m Para ángulo de línea mayor de 10° y menor o igual a 15°

L

1,00 Mínimo

0,50

17°

1,50 0,50

SIEPAC

2,60

mínimo

4,10

2,00

Flechamáxima

6,60


Alturatotal35,80

(variable)

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

0.50

Altura libre7,00

Mínimo

1,00 Mín.

2,00

4,40

CIRCUITO69 kV

4,40

5,10

15°

VISTA A-A

1,0015°

VISTA B-BDETALLE AMARRE

CABLES DE GUARDIA

EJE DELA LÍNEA

0,50

SIEPAC

2,60

mínimo

4,10

2,00

Flechamáxima

6,60


Alturatotal35,80

(variable)

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

0.50

Altura libre7,00

Mínimo

2,00

4,40

CIRCUITO69 kV

VISTA A-APARA TERMINAL 0°

1,000,

15

4,40

5,10

25°

VISTA A-APARA ÁNGULO DE 55°

25°

VISTA B-BDETALLE AMARRE

CABLES DE GUARDIA

EJE DELA LÍNEA

0,50

SIEPAC

ESTRUCTURAS COMPACTAS DE CONCRETO

5.10

5,00

2,60mínimo

2,50

Flechamáxima

6,70


PLACA DE PUESTA A

TIERRA

PLACA DE PUESTA A

TIERRA0.50

Altura libre8,00

Mínimo

0,30

Altura total25.00

(variable)

Empotramiento(10% de H + 0,50)

H

0,50

1,001,00

17°

SIEPAC

5.10

5,00

2,60

mínimo

Flechamáxima

6,70


PLACA DE PUESTA A

TIERRA

PLACA DE PUESTA A

TIERRA0.50

Altura libre8,00

Mínimo

Altura total30,00

(variable)


H

5,00

0,50

17°

0,501,00

SIEPAC

17°

5,50

5,00

Flechamáxima

6,70

Alturatotal30,50

(variable)

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

Altura libre8,00

Mínimo

5,00

2,40

mínimo


PLACA DE PUESTA A

TIERRA0.50


H

0,501,50

1,40

0.50

SIEPAC

2,60

mínimo

Altura libre8,00

Mínimo

5,00

5,10

15°

VISTA A-A

1,00

15°

Flechamáxima

6,70


PLACA DE PUESTA A

TIERRA0.50


5,00

DETALLE AMARRE CABLES DE GUARDIA

VISTA B-B

EJE DELA LÍNEA

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

0,50

H

Alturatotal30,00

(variable)

SIEPAC

2,60

mínimo

Flechamáxima

6,70

PLACA DE PUESTA A

TIERRA

Altura libre8,00

Mínimo

5,00

VISTA A-APARA TERMINAL 0

1,00

0,15

5,00

25,0°

VISTA A-APARA ÁNGULO DE 50°

25,0°


PLACA DE PUESTA A

TIERRA0.50


H

DETALLE AMARRE CABLES DE GUARDIA

VISTA B-B

EJE DELA LÍNEA

0,50

Alturatotal30,00

(variable)

5,10

SIEPAC

ANEXO 27

Árboles de Carga de las Estructuras Normales

(1 Circuito TS1, TS2, TSA, TMS, TSD) (2 Circuitos TD1, TD2, TDA, TMD, TDD)

(1 Circuito Base Estrecha TES1, TEMS) (2 Circuitos Base Estrecha TED1, TEMD)

(1 Circuito Estructuras Estéticas PS1, PMS) (2 Circuitos Estructuras Estéticas PD1, PMD)

TORRES DE CIRCUITO SIMPLE NORMALES

2/24/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TS1

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 600 m SUSPENSION Y ANGULO = 0-2 GRADOS

VERTICAL TRANSVERSAL LONGITUDINAL HIPOTESIS DE CARGA Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I

NORMAL, VIENTO MAXIMO TRANSVERSAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1460

550

1080

490

150

150

230.0

1.50

II

NORMAL, VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1460

550

130

60

360

180

230.0

1.50

III

NORMAL, VIENTO MAXIMO A 45 GRADOS, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1460

550

630

270

300

180

230.0

1.50

IV

EXCEPCIONAL, SIN VIENTO, CONTENCION DE FALLA, CARGA LONGITUDINAL DE UN CONDUCTOR O UN HILO DE GUARDIA, OTROS CABLES INTACTOS

(1170) 1170

(440) 440

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20

V EXCEPCIONAL, SIN VIENTO, DESBALANCE LONGITUDINAL EN CUALQUIER DIRECCION, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1170

440

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI

CONSTRUCCION: SIN VIENTO, TENDIDO DE CABLES, UN CONDUCTOR O UN HILO DE GUARDIA, CON/SIN OTROS CABLES INSTALADOS

(3130) 1660

(1630)

630

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VII MANTENIMIENTO: SIN VIENTO, SOBRECARGA VERTICAL DE UN CONDUCTOR O UN HILO DE GUARDIA, CON/SIN OTROS CABLES INSTALADOS

(3540) 1660

(1640)

630

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70

NOTAS: 1) Todas las cargas son últimas y están multiplicadas por los factores de carga correspondientes.

2) La presión de viento sobre la estructura está calculada sobre dos caras de la misma y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis son las cargas excepcionales o de construcción y mantenimiento de un conductor o un hilo de guardia por vez. 5) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga V serán aplicadas en la combinación que resulte en el máximo momento de torsión. 6) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmisión Structures”.

2/24/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TS2



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


2420

950

1720

790

150

150

230.0

1.50

II


2420

950

130

60

360

180

230.0

1.50

III


2420

950

950

420

300

180

230.0

1.50

IV


(1940) 1940

(760) 760

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20


1940

760

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(4230) 2750

(2080) 1080

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VII

MANTENIMIENTO: SIN VIENTO, SOBRECARGA VERTICAL DE UN CONDUCTOR O UN HILO DE GUARDIA, CON/SIN OTROS CABLES INSTALADOS

(5730) 2750

(2550) 1080

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70



2/24/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TSA

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 1050 m SUSPENSION Y ANGULO =2-10 GRADOS


(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


2420

950

1730

800

150

150

230.0

1.50

II


2420

950

640

300

360

180

230.0

1.50

III


2420

950

1180

530

300

180

230.0

1.50

IV


(1940) 1940

(760) 760

(440) 440

(210) 210

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20

V

EXCEPCIONAL, SIN VIENTO, DESBALANCE LONGITUDINAL EN CUALQUIER DIRECCION, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1940

760

440

210

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(4230) 2750

(2080) 1080

(620) 620

(300) 300

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VII


(5730) 2750

(2550) 1080

(620) 620

(300) 300

- -

- -

0.0 -

1.70



3/06/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TMS

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 1500 m ANCLAJE Y ANGULO =0-30 GRADOS VANO DE ARRANCAMIENTO: -900 m


(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


3720

(-1440)

1370

(-780)

3340

1570

750

380

230.0

1.50

II


3720

(-1440)

1370

(-780)

1890

870

360

180

230.0

1.50

III


3720

(-1440)

1370

(-780)

2530

1160

300

180

230.0

1.50

IV

EXCEPCIONAL, SIN VIENTO EDS, AMARRE TEMPORARIO DE UNO O MAS CABLES, CON/SIN OTROS CABLES INSTALADOS.

2980

(-1150)

1100

(-620)

650

320

2510

1200

0.0

1.20

V CONSTRUCCION: SIN VIENTO, TENDIDO DE CABLES, UN CONDUCTOR O UN HILO DE GUARDIA, CON/SIN OTROS CABLES INSTALADOS

(5320) 4230

(2540) 1560

(1850) 1850

(880) 880

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VI


(6100) 4230

(2550) 1560

(1850) 1850

(880) 880

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada sobre dos caras de la misma y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga VII y VIII son las cargas de mantenimiento o construcción, respectivamente, en un

conductor o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en parentesis.

1/2 3/06/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TDS

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 1500 m TERMINAL Y ANGULO =0-65 GRADOS VANO DE ARRANCAMIENTO: -900 m


(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

Ia

NORMAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO TRANSVERSAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

3720

(-1440)

1370

(-780)

5940

2810

640

320

230.0

1.50

IIa

NORMAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

3720

(-1440)

1370

(-780)

3910

1810

570

260

230.0

1.50

IIIa

NORMAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO A 45 GRADOS, TODOS LOS CABLES INTACTOS

3720

(-1440)

1370

(-780)

4730

2200

510

260

230.0

1.50

IVa

NORMAL TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO TRANSVERSAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

2920

(-960)

1040

(-580)

3210

1610

3950

1890

230.0

1.50

Va

NORMAL TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

2920

(-960)

1040

(-580)

1960

910

3130

1420

230.0

1.50

VIa

NORMAL TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO A 45 GRADOS, TODOS LOS CABLES INTACTOS

2920

(-960)

1040

(-580)

2500

1200

3330

1570

230.0

1.50

VIIa


(6100) 4220

(2550) 1560

(3820) 3820

(1830) 1830

-

-

0.0

1.70

VIIIa


(5320) 4220

(2540) 1560

(2680) 2680

(1830) 1830

(2100)

(1010)

0.0

1.70

2/2 3/06/04

TORRE TDS (Cont.)

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 1500 m TERMINAL Y ANGULO =0-65 GRADOS

VANO DE ARRANCAMIENTO: -900 m


(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

Ib

NORMAL ANGULO MIN (0o), VIENTO MAXIMO TRANSVERSAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

3720

(-1440)

1370

(-780)

910

410

750

380

230.0

1.50

IIb

NORMAL ANGULO MIN (0o), VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

3720

(-1440)

1370

(-780)

-

-

660

300

230.0

1.50

IIIb

NORMAL ANGULO MIN (0o), VIENTO MAXIMO A 45 GRADOS, TODOS LOS CABLES INTACTOS

3720

(-1440)

1370

(-780)

490

210

600

300

230.0

1.50

IVb

NORMAL TERMINAL ANGULO MIN (0o), VIENTO MAXIMO TRANSVERSAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

2920+250

=3470 (-960)

1040+170

=1210 (-580)

700+1070

=1770

410+500

=910

4680

2240

230.0

1.50

Vb

NORMAL TERMINAL ANGULO MIN (0o), VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

2920+250

=3470 (-960)

1040+170

=1210 (-580)

0+1370 =1370

0+660 =660

3700+160

=3860

1680+80=1760

230.0

1.50

VIb

NORMAL TERMINAL ANGULO MIN (0o), VIENTO MAXIMO A 45 GRADOS, TODOS LOS CABLES INTACTOS

2920+250

=3470 (-960)

1040+170

=1210 (-580)

380+1160

=1540

210+540

=750

3950+80

=4030

1860+40=1900

230.0

1.50

VIIb


(6100) 4220

(2550) 1560

-

-

-

-

0.0

1.70

VIIIb


(5320) 4220

(2540) 1560

- -

- -

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

NOTAS: 1) Todas las cargas son últimas y están multiplicadas por los factores de carga correspondientes. 2) La presión de viento sobre la estructura está calculada sobre dos caras de la misma y multiplicada por el factor de carga correspondiente.

3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga VII y VIII son las cargas de mantenimiento o construcción, respectivamente, en un

conductor o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en parentesis. 7) Los brazos rectangulares serán calculadas para cargas verticales (de peso y de arrancamiento) aplicadas el 100% en un extremo de la misma. 8) Las Hipótesis de Carga IVb, Vb y VIb incluyen cargas generadas por el vano de conexión a los pórticos de Subestación.

TORRES DE CIRCUITO DOBLE NORMALES

3/01/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TD1



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I


1460

550

1080

490

150

150

230.0

1.50

II


1460

550

130

60

360

180

230.0

1.50

III


1460

550

630

270

300

180

230.0

1.50

IV

EXCEPCIONAL, SIN VIENTO, CONTENCION DE FALLA, CARGA LONGITUDINAL DE DOS CABLES ( CUALQUIERCONDUCTOR O HILO DE GUARDIA), OTROS CABLES INTACTOS

(1170) 1170

(440) 440

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20

V


1170

440

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(3130) 1660

(1630)

630

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70


(3540) 1660

(1640)

630

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada sobre dos caras de la misma y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis son las cargas excepcionales o de construcción y mantenimiento de un conductor o un hilo de guardia por vez. 5) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga IV seran aplicadas en cualquier combinación de dos cables (conductor y/o hilo de guardia). 6) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga V serán aplicadas en la combinación que resulte en el máximo momento de torsión. 7) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmisión Structures”. 8) La estructura será verificada para operación con un solo circuito instalado.

2/28/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TD2



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


2420

950

1720

790

150

150

230.0

1.50

II


2420

950

130

60

360

180

230.0

1.50

III


2420

950

950

420

300

180

230.0

1.50

IV

EXCEPCIONAL, SIN VIENTO, CONTENCION DE FALLA, CARGA LONGITUDINAL DE DOS CABLES (CUALQUIER CONDUCTOR O HILO DE GUARDIA), OTROS CABLES INTACTOS

(1940) 1940

(760) 760

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20

V


1940

760

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(4230) 2750

(2080) 1080

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VII


(5730) 2750

(2550) 1080

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70



2/28/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TDA

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 1050 m SUSPENSION Y ANGULO =2-10 GRADOS


(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


2420

950

1730

800

150

150

230.0

1.50

II


2420

950

640

300

360

180

230.0

1.50

III


2420

950

1180

530

300

180

230.0

1.50

IV

EXCEPCIONAL, SIN VIENTO, CONTENCION DE FALLA, CARGA LONGITUDINAL DE DOS CABLES (CUALQUIER CONDUCTOR O HILO DE GUARDIA), OTROS CABLES INTACTOS

(1940) 1940

(760) 760

(440) 440

(210) 210

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20

V


1940

760

440

210

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(4230) 2750

(2080) 1080

(620) 620

(300) 300

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VII


(5730) 2750

(2550) 1080

(620) 620

(300) 300

- -

- -

0.0 -

1.70



3/06/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TMD

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 1500 m ANCLAJE Y ANGULO =0-30 GRADOS VANO DE ARRANCAMIENTO = -900 m


(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


3720

(-1440)

1370

(-780)

3340

1570

750

380

230.0

1.50

II


3720

(-1440)

1370

(-780)

1890

870

360

180

230.0

1.50

III


3720

(-1440)

1370

(-780)

2530

1160

300

180

230.0

1.50

IV


2980

(-1150)

1100

(-620)

650

320

2510

1200

0.0

1.20


(5320) 4220

(2540) 1560

(1850) 1850

(880) 880

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VI


(6100) 4220

(2550) 1560

(1850) 1850

(880) 880

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada sobre dos caras de la misma y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga VII y VIII son las cargas de mantenimiento o construcción, respectivamente, en un

conductor o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en parentesis. 7) La estructura será verificada para operación con un solo circuito instalado.

1/2 3/06/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TDD

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 1500 m TERMINAL Y ANGULO =0-65 GRADOS VANO DE ARRANCAMIENTO = -900 m


(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

Ia


3720

(-1440)

1370

(-780)

5940

2810

640

320

230.0

1.50

IIa


3720

(-1440)

1370

(-780)

3910

1810

570

260

230.0

1.50

IIIa


3720

(-1440)

1370

(-780)

4730

2200

510

260

230.0

1.50

IVa


2920

(-960)

1040

(-580)

3210

1610

3950

1890

230.0

1.50

Va


2920

(-960)

1040

(-580)

1960

910

3130

1420

230.0

1.50

VIa


2920

(-960)

1040

(-580)

2500

1200

3330

1570

230.0

1.50

VIIa


(6100) 4220

(2550) 1560

(3820) 3820

(1830) 1830

-

-

0.0

1.70

VIIIa


(5320) 4220

(2540) 1560

(2680) 2680

(1830) 1830

(2100)

(1010)

0.0

1.70

2/2 3/06/04

TORRE TDD (Cont.)


VANO DE ARRANCAMIENTO = -900 m VERTICAL TRANSVERSAL LONGITUDINAL

HIPOTESIS DE CARGA Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

Ib


3720

(-1440)

1370

(-780)

910

410

750

380

230.0

1.50

IIb


3720

(-1440)

1370

(-780)

-

-

660

300

230.0

1.50

IIIb


3720

(-1440)

1370

(-780)

490

210

600

300

230.0

1.50

IVb


2920+250

=3470 (-960)

1040+170

=1210 (-580)

700+1070

=1770

410+500

=910

4680

2240

230.0

1.50

Vb


2920+250

=3470 (-960)

1040+170

=1210 (-580)

0+1370 =1370

0+660 =660

3700+160

=3860

1680+80=1760

230.0

1.50

VIb


2920+250

=3470 (-960)

1040+170

=1210 (-580)

380+1160

=1540

210+540

=750

3950+80

=4030

1860+40=1900

230.0

1.50

VIIb


(6100) 4220

(2550) 1560

-

-

-

-

0.0

1.70

VIIIb


(5320) 4220

(2540) 1560

- -

- -

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70



conductor o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en parentesis. 7) Los brazos rectangulares serán calculadas para cargas verticales (de peso y de arrancamiento) aplicadas el 100% en un extremo de la misma. 8) Las Hipótesis de Carga IVb, Vb y VIb incluyen cargas generadas por el vano de conexión a los pórticos de Subestación.

TORRES DE BASE ESTRECHA

2/24/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TES1



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I


1460

550

1080

490

150

150

230.0

1.50

II


1460

550

130

60

360

180

230.0

1.50

III


1460

550

630

270

300

180

230.0

1.50

IV


(1170) 1170

(440) 440

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20


1170

440

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(3130) 1660

(1630)

630

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70


(3540) 1660

(1640)

630

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70



3/06/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TEMS



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


3720

(-1440)

1370

(-780)

3340

1570

750

380

230.0

1.50

II


3720

(-1440)

1370

(-780)

1890

870

360

180

230.0

1.50

III


3720

(-1440)

1370

(-780)

2530

1160

300

180

230.0

1.50

IV


2980

(-1150)

1100

(-620)

650

320

2510

1200

0.0

1.20


(5320) 4230

(2540) 1560

(1850) 1850

(880) 880

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VI


(6100) 4230

(2550) 1560

(1850) 1850

(880) 880

- -

- -

0.0 -

1.70



conductor o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en parentesis.

3/02/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TED1



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I


1460

550

1080

490

150

150

230.0

1.50

II


1460

550

130

60

360

180

230.0

1.50

III


1460

550

630

270

300

180

230.0

1.50

IV


(1170) 1170

(440) 440

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20

V


1170

440

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(3130) 1660

(1630)

630

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70


(3540) 1660

(1640)

630

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada sobre dos caras de la misma y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis son las cargas excepcionales o de construcción y mantenimiento de un conductor o un hilo de guardia por vez. 5) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga IV serán aplicadas en cualquier combinación de dos cables (conductor y/o hilo de guardia). 6) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga V serán aplicadas en la combinación que resulte en el máximo momento de torsión. 7) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 8) La estructura será verificada para operación con un solo circuito instalado.

3/02/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE TEMD



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


3720

(-1440)

1370

(-780)

3340

1570

750

380

230.0

1.50

II


3720

(-1440)

1370

(-780)

1890

870

360

180

230.0

1.50

III


3720

(-1440)

1370

(-780)

2530

1160

300

180

230.0

1.50

IV


2980

(-1150)

1100

(-620)

650

320

2510

1200

0.0

1.20


(5320) 4230

(2540) 1560

(1850) 1850

(880) 880

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VI


(6100) 4230

(2550) 1560

(1850) 1850

(880) 880

- -

- -

0.0 -

1.70



conductor o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en parentesis. 7) La estructura será verificada para operación con un solo circuito instalado.

ESTRUCTURAS ESTÉTICAS DE POSTES DE ACERO

2/24/04


ÁRBOLES DE CARGA

STEEL POLE PS1



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I


1460

550

1080

490

150

150

230.0

1.50

II


1460

550

130

60

360

180

230.0

1.50

III


1460

550

630

270

300

180

230.0

1.50

IV


(1170) 1170

(440) 440

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20


1170

440

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(3130) 1660

(1630)

630

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70


(3540) 1660

(1640)

630

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada con factor de forma 1.0 y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga VI y VII son las cargas de construcción o mantenimiento, respectivamente, en un

conductor o un hilo de guardia. 5) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga V serán aplicadas en la combinación que resulte en el máximo momento de torsión. 6) El diseño estructural será conforme el Manual ASCE No. 72 “Design of Steel Transmission Pole Structures”.

3/26/04


ÁRBOLES DE CARGA

STEEL POLE PMS



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


3720

(-1440)

1370

(-780)

3340

1570

750

380

230.0

1.50

II


3720

(-1440)

1370

(-780)

1890

870

360

180

230.0

1.50

III


3720

(-1440)

1370

(-780)

2530

1160

300

180

230.0

1.50

IV


2980

(-1150)

1100

(-620)

650

320

2510

1200

0.0

1.20


(5320) 4230

(2540) 1560

(1850) 1850

(880) 880

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VI


(6100) 4230

(2550) 1560

(1850) 1850

(880) 880

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada con factor de forma 1.0 y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga V y VI son las cargas de mantenimiento o construcción, respectivamente, en un conductor

o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme el Manual ASCE No. 72 “Designa Of. Hotel Transmisión Mole Estructures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en paréntesis.

3/26/04


ÁRBOLES DE CARGA

STEEL POLE PD1



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I


1460

550

1080

490

150

150

230.0

1.50

II


1460

550

130

60

360

180

230.0

1.50

III


1460

550

630

270

300

180

230.0

1.50

IV


(1170) 1170

(440) 440

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20

V


1170

440

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(3130) 1660

(1630)

630

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70


(3540) 1660

(1640)

630

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada con factor de forma 1.0 y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga VI y VII son las cargas de construcción o mantenimiento, respectivamente, en un

conductor o un hilo de guardia. 5) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga IV serán aplicadas en cualquier combinación de dos cables (conductor y/o hilo de guardia). 6) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga V serán aplicadas en la combinación que resulte en el máximo momento de torsión. 7) El diseño estructural será conforme el Manual ASCE No. 72 “Design of Steel Transmission Pole Structures”. 8) La estructura será verificada para operación con un solo circuito instalado.

3/26/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE PEMD



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


3720

(-1440)

1370

(-780)

3340

1570

750

380

230.0

1.50

II


3720

(-1440)

1370

(-780)

1890

870

360

180

230.0

1.50

III


3720

(-1440)

1370

(-780)

2530

1160

300

180

230.0

1.50

IV


2980

(-1150)

1100

(-620)

650

320

2510

1200

0.0

1.20


(5320) 4230

(2540) 1560

(1850) 1850

(880) 880

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VI


(6100) 4230

(2550) 1560

(1850) 1850

(880) 880

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada con factor de forma 1.0 y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga V y VI son las cargas de construcción o mantenimiento, respectivamente, en un conductor

o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme el Manual ASCE No. 72 “Design of Steel Transmission Pole Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en paréntesis. 7) La estructura será verificada para operación con un solo circuito instalado.

ANEXO 28

Árboles de Carga de las Estructuras de 4 Circuitos (2TD1, 2TMD, 2TDD)

3/16/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE 2TD1



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I


1460

550

1080

490

150

150

230.0

1.50

II


1460

550

130

60

360

180

230.0

1.50

III


1460

550

630

270

300

180

230.0

1.50

IV


(1170) 1170

(440) 440

(90) 90

(50) 50

(2510)

-

(1200)

-

0.0

1.20

V


1170

440

90

50

(+/-)480

(+/-)240

0.0

1.20

VI


(3130) 1660

(1630)

630

(130) 130

(60) 60

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70


(3540) 1660

(1640)

630

(130) 130

(60) 60

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada sobre dos caras de la misma y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis son las cargas excepcionales o de construcción y mantenimiento de un conductor o un hilo de guardia por vez. 5) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga IV serán aplicadas en cualquier combinación de dos cables (conductor y/o hilo de guardia). 6) Las cargas longitudinales de la Hipótesis de Carga V serán aplicadas en la combinación que resulte en el máximo momento de torsión. 7) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 8) La estructura será verificada para operación con un solo circuito instalado.

3/16/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE 2TMD



(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


1790

(-370)

570

(-330)

3340

1570

750

380

230.0

1.50

II


1790

(-370)

570

(-330)

1890

870

360

180

230.0

1.50

III


1790

(-370)

570

(-330)

2530

1160

300

180

230.0

1.50

IV


1430

(-300)

460

(-270)

650

320

2510

1200

0.0

1.20


(3130) 2030

(1630)

650

(1850) 1850

(880) 880

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70

VI


(3910) 2030

(1640)

650

(1850) 1850

(880) 880

- -

- -

0.0 -

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada sobre dos caras de la misma y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga V y VI son las cargas de construcción o mantenimiento, respectivamente, en un conductor

o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en parentesis. 7) La estructura será verificada para operación con un solo circuito instalado.

1/2 3/16/04


ÁRBOLES DE CARGA

TORRE 2TDD

VANO DE VIENTO = 400 m VANO DE PESO = 600 m TERMINAL Y ANGULO =0-65 GRADOS VANO DE ARRANCAMIENTO = -400 m


(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

Ia


1790

(-370)

570

(-330)

5940

2810

640

320

230.0

1.50

IIa


1790

(-370)

570

(-330)

3910

1810

570

260

230.0

1.50

IIIa


1790

(-370)

570

(-330)

4730

2200

510

260

230.0

1.50

IVa


1470

(-150)

440

(-240)

3210

1610

3950

1890

230.0

1.50

Va


1470 (-150)

440

(-240)

1960

910

3130

1420

230.0

1.50

VIa


1470

(-150)

440

(-240)

2500

1200

3330

1570

230.0

1.50

VIIa


(3910) 2030

(1640)

650

(3820) 3820

(1830) 1830

-

-

0.0

1.70

VIIIa


(3130) 2030

(1630)

650

(2680) 2680

(1830) 1830

(2100)

(1010)

0.0

1.70

2/2 3/16/04

TORRE 2TDD (Cont.)


VANO DE ARRANCAMIENTO = -400 m VERTICAL TRANSVERSAL LONGITUDINAL

HIPOTESIS DE CARGA Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

Ib


1790

(-370)

570

(-330)

910

410

750

380

230.0

1.50

IIb


1790

(-370)

570

(-330)

-

-

660

300

230.0

1.50

IIIb


1790

(-370)

570

(-330)

490

210

600

300

230.0

1.50

IVb


1470+250

=1720 (-150)

440+170

=610 (-240)

700+1070

=1770

410+500

=910

4680

2240

230.0

1.50

Vb


1470+250

=1720 (-150)

440+170

=610 (-240)

0+1370 =1370

0+660 =660

3700+160

=3860

1680+80

=1760

230.0

1.50

VIb


1470+250

=1720 (-150)

440+170

=610 (-240)

380+1160

=1540

210+540

=750

3950+80

=4030

1860+40

=1900

230.0

1.50

VIIb


(3910) 2030

(1640)

650

-

-

-

-

0.0

1.70

VIIIb


(3130) 2030

(1630)

650

- -

- -

(2490)

-

(1190)

-

0.0

1.70



conductor o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme la Norma ASCE 10-97 “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en paréntesis. 7) Los brazos rectangulares serán calculados para cargas verticales (de peso y de arrancamiento) aplicadas el 100% en un extremo de la misma. 8) Las Hipótesis de Carga IVb, Vb y VIb incluyen cargas generadas por el vano de conexión a los pórticos de Subestación.

ANEXO 29

Árboles de Carga de las Estructuras Compactas con Postes de Acero

(PCAS1, PCAS2, PCASA, PCAMS, PCADS)

3/24/04 1/1


ÁRBOLES DE CARGA

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE ACERO TIPO PCAS1 y PCAS2


VERTICAL TRANSVERSAL LONGITUDINAL Conductor Conductor Conductor

HIPOTESIS DE CARGA

230 kV (kg)

69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo deGuardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I


1060

550

330

1500

750

510

300

150

150

72

1.50

II


1060

550

330

600

300

240

360

180

150

72

1.50

III


1060

550

330

1070

530

370

300

150

150

72

1.50

IV


(1470) 1060

(1020) 550

(1270) 330

(470) 470

(240) 240

(150) 150

(270)

(270)

(1160)

0.0

1.50

V


(2590) 1060

(1060) 550

(1000) 330

(470) 470

(240) 240

(150) 150

-

-

-

0.0

1.50


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada con factor de forma 1.0 y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga IV y V son las cargas de construcción o mantenimiento, respectivamente, en un conductor o un hilo de

guardia. 5) El diseño estructural será conforme el Manual ASCE No. 72 “Design of Steel Transmission Pole Structures”.

3/25/04 1/1


ÁRBOLES DE CARGA

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE ACERO TIPO PCASA



HIPOTESIS DE CARGA

230 kV (kg)

69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo deGuardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


1060

550

330

2800

1400

1010

300

150

150

72

1.50

II


1060

550

330

1800

900

720

360

180

150

72

1.50

III


1060

550

330

2290

1140

850

300

150

150

72

1.50

IV


850

440

270

1110

560

350

2120

2120

1320

0.0

1.20

V


(2640) 1210

(2060) 630

(1440) 380

(1570) 1570

(790) 790

(490) 490

(4190)

(2100)

(1310)

0.0

1.70

VI


(2940) 1210

(1780) 630

(1140) 380

(1570) 1570

(790) 790

(490) 490

-

-

-

0.0

1.70



o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme el Manual ASCE No. 72 “Design of Steel Transmission Pole Structures”.

5/28/04 1


ÁRBOLES DE CARGA

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE ACERO TIPO PCAMS

VANO DE VIENTO = 250 m VANO DE PESO = 450 m SUSPENSION Y ANGULO =0-30 GRADOS VANO DE ARRANCAMIENTO= -300 m


HIPOTESIS DE CARGA

230 kV (kg)

69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo deGuardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


1820

(-750)

840

(-260)

440

(-240)

4730

2360

1760

1500

750

380

72

1.50

II


1820

(-750)

840

(-260)

440

(-240)

3550

1780

1410

1260

630

150

72

1.50

III


1820

(-750)

840

(-260)

440

(-240)

4100

2040

1570

1200

600

150

72

1.50

IV

EXCEPCIONAL, SIN VIENTO, AMARRE TEMPORARIO DE UNO O MAS CABLES, CON/SIN OTROS CABLES INSTALADOS

1460

(-600)

680

(-210)

350

(-190)

1110

550

350

4230

2120

1320

0.0

1.20

V


(3740) 2070

(2220) 960

(1540) 500

(3100) 3100

(1550) 1550

(970) 970

(4190)

(2100)

1310

0.0

1.70

VI


(3980) 2070

(2480) 960

(880) 500

(3100) 3100

(1550) 1550

(970) 970

-

-

-

0.0

1.70



o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme el Manual ASCE No. 72 “Design of Steel Transmission Pole Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al IV, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en paréntesis.

5/28/04 1/2


ÁRBOLES DE CARGA

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE ACERO TIPO PCADS

VANO DE VIENTO = 250 m VANO DE PESO = 450 m TERMINAL Y ANGULO = 0-50 GRADOS VANO DE ARRANCAMIENTO: -300 m


HIPOTESIS DE CARGA

230 kV (kg)

69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo deGuardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

Ia


1820

(-390)

840

(-260)

440

(-240)

7190

3590

2710

1360

680

340

72

1.50

IIa


1820

(-390)

840

(-260)

440

(-240)

5800

2900

2310

1150

570

280

72

1.50

IIIa


1820

(-390)

840

(-260)

440

(-240)

6400

3200

2470

1090

550

280

72

1.50

IVa

NORMAL, TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO TRANSVERSAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1490

(-170)

680

(-150)

340

(-180)

3820

1910

1480

6800

3400

2630

72

1.50

Va NORMAL, TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1490

(-170)

680

(-150)

340

(-180)

2900

1450

1160

6280

3130

2470

72

1.50

VIa

NORMAL, TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO A 45 GRADOS, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1490

(-170)

680

(-150)

340

(-180)

3330

1660

1300

6380

3190

2520

72

1.50

VIIa


(3980) 2070

(1740) 960

(1310) 500

(5060) 5060

(2530) 2530

(1590) 1590

-

-

-

0.0

1.70

VIIIa


(3740) 2070

(2220) 960

(1540) 500

(3550) 3550

(1780) 1780

(1590) 1590

3800

1900

1190

0.0

1.70

5/28/04 2/2

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE ACERO TIPO PCADS



HIPOTESIS DE CARGA

230 kV (kg)

69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg) 230 kV

(kg) 69 kV (kg)

Hilo deGuardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

Ib


1820

(-390)

840

(-260)

440

(-240)

850

420

260

1500

750

380

72

1.50

IIb


1820

(-390)

840

(-260)

440

(-240)

-

-

-

1260

630

300

72

1.50

IIIb


1820

(-390)

840

(-260)

440

(-240)

450

220

130

1200

600

300

72

1.50

IVb


1490

(-170)

680

(-150)

340

(-180)

650

320

260

7500

3750

2900

72

1.50

Vb NORMAL TERMINAL ANGULO MIN (0o), VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1490

(-170)

680

(-150)

340

(-180)

-

-

-

6920

3460

2730

72

1.50

VIb


1490

(-170)

680

(-150)

340

(-180)

360

170

130

7040

3520

2780

72

1.50

VIIb


(3980) 2070

(1740) 960

(1310) 500

-

-

-

-

-

-

0.0

1.70

VIIIb


(3740) 2070

(2220) 960

(1540) 500

-

-

-

4190

2100

1310

0.0

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada con factor de forma 1.0 y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga VII y VIII son las cargas de mantenimiento o construcción, respectivamente, en un

conductor o un hilo de guardia. 5) El diseño estructural será conforme el Manual ASCE No. 72 “Design of Steel Transmission Pole Structures”. 6) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en paréntesis.

ANEXO 30

Árboles de Carga de las Estructuras Compactas con Postes de Concreto

(PCCS1, PCCS2, PCCSA, PCCMS, PCCDS)

3/25/04 1/1


ÁRBOLES DE CARGA

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE CONCRETO TIPO PCCS1 y PCCS2



230 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

I


770

240

870

270

300

150

72

1.50

II


770

240

200

70

360

150

72

1.50

III


770

240

550

170

300

150

72

1.50

IV


(1210) 770

(820) 240

(180) 180

(60) 60

(380)

(450)

0.0

1.50

V


(2010) 770

(820) 240

(180) 180

(60) 60

-

-

0.0

1.50


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada con factor de forma 1.0 y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga IV y V son las cargas de construcción o mantenimiento, respectivamente, en un conductor o un hilo de

guardia.

3/25/04 1/1


ÁRBOLES DE CARGA

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE CONCRETO TIPO PCCSA



230 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


770

240

1130

360

300

150

72

1.50

II


770

240

400

140

360

150

72

1.50

III


770

240

770

240

300

150

72

1.50

IV


610

190

280

90

1580

510

0.0

1.20

V


(1650) 880

(930) 280

(390) 390

(130) 130

1570

(510)

0.0

1.70

VI


(2280) 880

(930) 280

(390) 390

(130) 130

-

-

0.0

1.70



o un hilo de guardia.

2/25/04 1/1


ÁRBOLES DE CARGA

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE ACERO TIPO PCCMS

VANO DE VIENTO = 175 m VANO DE PESO = 250 m SUSPENSION Y ANGULO =0-30 GRADOS VANO DE ARRANCAMIENTO= -150 m


230 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura (kg/m2)

Factor de

Carga

I


1230 (60)

260

(-110)

2160

720

1500

380

72

1.50

II


1230 (60)

260

(-110)

1170

410

1260

150

72

1.50

III


1230 (60)

260

(-110)

1610

540

1200

150

72

1.50

IV

EXCEPCIONAL, SIN VIENTO, AMARRE TEMPORARIO DE UNO O MAS CABLES, CON/SIN OTROS CABLES INSTALADOS

990 (50)

210

(-90)

410

140

1580

510

0.0

1.20


(1650) 1400

(930) 300

(1160) 1160

(380) 380

(1570)

510

0.0

1.70

VI


(2650) 1400

(930) 300

(1160) 1160

(380) 380

-

-

0.0

1.70



o un hilo de guardia. 5) Las Hipótesis de Carga I al IV, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en paréntesis.

3/25/04 1/2


ÁRBOLES DE CARGA

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE ACERO TIPO PCCDS



230 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

Ia


1230 (60)

260

(-110)

3150

1070

550

140

72

1.50

IIa


1230 (60)

260

(-110)

1900

670

330

140

72

1.50

IIIa


1230 (60)

260

(-110)

2420

820

280

140

72

1.50

IVa

NORMAL, TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO TRANSVERSAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1050 (170)

200 (-80)

1740

630

2720

960

72

1.50

Va NORMAL, TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1050 (170)

200 (-80)

950

340

2090

710

72

1.50

VIa

NORMAL, TERMINAL ANGULO MAX, VIENTO MAXIMO A 45 GRADOS, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1050 (170)

200 (-80)

1310

460

2240

790

72

1.50

VIIa


(2650) 1400

(1360) 300

(1900) 1900

(610) 610

-

-

0.0

1.70

VIIIa


(1650) 1400

(9300) 300

(1330) 1330

(610) 610

1420

460

0.0

1.70

3/25/04 2/2

ESTRUCTURA COMPACTA EN POSTE DE ACERO TIPO PCCDS



230 kV (kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Conductor 230 kV

(kg)

Hilo de Guardia

(kg)

Viento en la

Estructura(kg/m2)

Factor de

Carga

Ib


1230 (60)

260

(-110)

610

180

600

150

72

1.50

IIb


1230 (60)

260

(-110)

-

-

360

150

72

1.50

IIIb


1230 (60)

260

(-110)

340

90

300

150

72

1.50

IVb


1050 (170)

200 (-80)

470

180

3000

1050

72

1.50

Vb NORMAL TERMINAL ANGULO MIN (0o), VIENTO MAXIMO LONGITUDINAL, TODOS LOS CABLES INTACTOS

1050 (170)

200 (-80)

-

-

2300

790

72

1.50

VIb


1050 (170)

200 (-80)

270

90

2470

870

72

1.50

VIIb


(2650) 1400

(1360) 300

-

-

-

-

0.0

1.70

VIIIb


(1650) 1400

(9300) 300

-

-

1570

510

0.0

1.70


2) La presión de viento sobre la estructura está calculada con factor de forma 1.0 y multiplicada por el factor de carga correspondiente. 3) La presión de viento sobre la estructura será aplicada uniformemente en toda su altura. 4) Los valores en paréntesis de las Hipótesis de Carga VII y VIII son las cargas de mantenimiento o construcción, respectivamente, en un

conductor o un hilo de guardia. 5) Las Hipótesis de Carga I al VI, inclusive, serán verificadas con las cargas de arrancamiento verticales indicadas en paréntesis.

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