capÍtulo 8 : anteproyecto plan vinculante

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta Definitiva de la Actualización del Plan

de Transmisión 2013 - 2022”

12/09/2012

Propuesta Definitiva

Informe DP–01–2012 Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Setiembre-2012

COES

VOLUMEN III

CAPÍTULO 8 : ANTEPROYECTO PLAN VINCULANTE

“REPOTENCIACIÓN DE LA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN 220 kV VIZCARRA -

PARAGSHA”

1910

COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

ANTEPROYECTO: REPOTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 KV VIZCARRA – PARAGSHA II

INFORME FINAL

N° 9-552-5-001-0

PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. - PEPSA

Rev. Fecha Realizado Revisado Aprobado Descripción

A 27-08-2012 J.R. S.P. C.R. Revisión Interna

B 29-08-2012 J.R. S.P. C.R. Emitido para revisión del Cliente

0 10-09-2012 J.R. S.P. C.R. Informe Final

1911

COES - SINAC 9-552-5-001-0 Anteproyecto: Repotenciación de Línea de Transmisión 220 kV Vizcarra – Paragsha II Revisión: 0 Informe Final Fecha: 10-09-2012

PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. i 955250010.doc

ANTEPROYECTO: REPOTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 KV VIZCARRA – PARAGSHA II (L-2254)

9-552-5-001-0

INFORME FINAL

ÍNDICE

PAG. CONTENIDO

1. OBJETIVO ..................................................................................................... 1

2. ACTIVIDADES PARA EL DESARROLLO DEL ANTEPROYECTO ............... 2

3. CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES ........................................................... 3

4. CARACTERISTICAS DE LA LINEA DE TRANSMISION A REPOTENCIAR . 4

5. PARÁMETROS DE DISEÑO ORIGINALES DE LA LINEA DE

TRANSMISION .............................................................................................. 5

6. DISTANCIAS DE SEGURIDAD...................................................................... 9

7. VERIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE LAS SUBESTACIONES ............... 10

8. SELECCIÓN INICIAL DE VANOS CRÍTICOS.............................................. 12

9. TRABAJOS REALIZADOS EN VANOS MUESTREADOS........................... 12

10. DISEÑOS DE INGENIERÍA ......................................................................... 15

11. CONCLUSIONES......................................................................................... 22

12. PLAN DE INTERVENCIONES…………………………………………………..23

1912


PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. ii 955250010.doc

INDICE - ANEXOS

ANEXO N° 1 : PERFIL GENERAL

ANEXO N° 2 : CARACTERÍSTICAS DE MATERIALES INSTALADOS

ANEXO N° 3 : RELACIÓN DE VANOS CRÍTICOS SELECCIONADOS

ANEXO N° 4 : RESULTADOS DE TRABAJOS DE CAMPO

ANEXO N° 5 : CÁLCULO DE TEMPERATURA DEL CONDUCTOR PARA

POTENCIA PROYECTADA DE 250 MVA

ANEXO N° 6 : CÁLCULO DE TEMPERATURA DEL CONDUCTOR DURANTE

MEDICIONES DE CAMPO

ANEXO N° 7 : REPORTES DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD DE VANOS

CRITICOS CON MEDICIONES DE CAMPO

ANEXO N° 8 : PLANOS DE VANOS CON MEDICIONES DE CAMPO

ANEXO N° 9 : CUADRO DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD DE VANOS

CRÍTICOS SIN MEDICIONES DE CAMPO

ANEXO N° 10 : PRESUPUESTO REFERENCIAL

1913


PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 1 955250010.doc

ANTEPROYECTO REPOTENCIACION DE LA LINEA DE TRANSMISION 220 kV

VIZCARRA -PARAGSHA II (L-2254)

INFORME FINAL

1. OBJETIVO

EL COES como parte de sus funciones en el Marco del Reglamento de Transmisión

requiere actualizar el Plan de Transmisión para el periodo (2013-2022) a fin de

determinar los Anteproyectos del Plan Vinculante para el año 2018, cuyo inicio de

ejecución se realiza dentro de la Vigencia del Plan y los correspondientes al Plan 2022.

El 25.02.2010, mediante el concurso COES N° 01/2010 “Selección de Consultores para el

Desarrollo de Anteproyectos del Primer Plan de Transmisión”, se seleccionó desde el

punto de vista técnico a consultoras para la elaboración de Anteproyectos propuestos en

el Plan de Transmisión.

Por esta razón el COES ha contratado a PEPSA TECSULT para realizar el Anteproyecto

Repotenciación de la Línea de Transmisión 220kV Vizcarra - Paragsha II.

El informe tiene como objetivo presentar las soluciones requeridas para compensar el

incremento de flechas debido al incremento de la potencia de transporte de la línea, de tal

manera que permita mantener las distancias de seguridad del conductor al suelo, u otros

obstáculos que se presentan a lo largo del trazo, dentro de márgenes adecuados.

En presente documento constituye el Informe Preliminar del Anteproyecto de

Repotenciación. Se describen los trabajos realizados de campo y de gabinete, los

criterios y la metodología adoptada que determinan las propuestas de las acciones y

obras necesarias para que la línea alcance la capacidad de transmisión de 250 MVA en

régimen continuo.

1914



2. ACTIVIDADES PARA EL DESARROLLO DEL ANTEPROYECTO

Las principales actividades que se realizan para el desarrollo del anteproyecto de

repotenciación de las líneas de transmisión son las siguientes:

• Recolección de toda la información posible de la línea a repotenciar, con la finalidad

de establecer, las características de los materiales, los parámetros de diseño, los

planos de ubicación de las estructuras, las distancias de seguridad al suelo u otros

cruces, entre otros.

• Pre selección en gabinete del grupo de posibles vanos críticos utilizando los planos

de distribución de estructuras; y de este grupo escoger los más críticos para su

verificación en campo.

• Trabajos de campo de medición y levantamiento topográfico. De acuerdo a los

Términos de Referencia del Cliente , el Consultor debe efectuar la visita en puntos

muestrales (representativos) equivalente al 30% de los puntos identificados hasta

un tope del 5% de vanos de la longitud total de la línea, para efectuar los trabajos

de levantamiento topográfico y los registros de ubicación y evidencias fotográficas.

• Después de las mediciones de campo, con las fechas y horas de medición se

solicita al COES las corrientes en el conductor para los momentos de la medición de

distancias al suelo de cada vano crítico.

• Con la corriente de los conductores de fase, utilizando la temperatura ambiente, las

características del conductor y las condiciones ambientales de la zona del proyecto,

se obtiene la temperatura en los conductores de fase, para los vanos críticos

medidos en campo.

• Con las condiciones de tensado de los conductores y sus hipótesis de carga de

acuerdo con la información disponible; se verifica la catenaria de los vanos críticos

medidos, a partir del cual se pueden obtener la catenaria de flecha máxima, con la

cuál se verifica el cumplimiento de la distancia de seguridad establecida para la

potencia nominal actual. Los cambios de estado del conductor y su representación

1915



como catenarias se efectúan mediante el programa de diseño de líneas de Power

Line Systems - Computer Aided Design and Drafting (PLS-CADD).

• Luego se procede a incrementar la corriente en el conductor para la potencia

proyectada de 250 MVA, en donde se verifican las distancias de seguridad al suelo

y se obtienen las diferentes condiciones de cambio de estado del conductor entre la

operación actual y la operación proyectada.

• Las diferentes condiciones de cambio de estado del conductor así obtenidas se

resumen en condiciones estándares para el recálculo a 250 MVA que se aplican a

los vanos críticos preseleccionados no trabajados en campo donde se verifican las

distancias de seguridad proyectadas al suelo u otros obstáculos.

• Se presentan las soluciones que garanticen distancia de seguridad adecuadas para

la la capacidad de transmisión de 250 MVA en régimen continuo.

3. CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES

Los parámetros a utilizar en el desarrollo del Anteproyecto deben estar de acuerdo

principalmente con los siguientes códigos y normas utilizados en el diseño original:

• Código Eléctrico del Perú 1955 (CEP)

• IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead

Conductors. IEEE Std 738 – 20006

• Normas internacionales complementarias (indicadas en acápite 6.0).

Para los casos que no puedan ser cubiertos por las normas mencionadas se aplicará el

Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011(CNE)

Así mismo, se aplicará información basada en la experiencia de operación y materiales

comerciales actualmente empleados en la construcción de líneas de 220 kV.

1916



4. CARACTERISTICAS DE LA LINEA DE TRANSMISION A REPOTENCIAR

4.1 Características Generales

Se indican en el siguiente cuadro:

Cuadro N° 1

Características Generales de LT Paragsha II- Vizcarra

Código L-2254

Tensión Nominal 220 kV

Empresa Propietaria ISA-PERU

Número de ternas Una (01)

Longitud total 123,9 km

Tipo de estructuras Torres A°G°. en celosía

Conductor 1 x ACSR Finch 635,5 mm² /

fase

Cable de Guarda 2 x EHS 50 mm²

Disposición de conductores Triangular

Año de puesta en servicio 2002

Potencia de diseño referencial 150 MVA

Aisladores Polimérico tipo composite

Número de estructuras 287

Número de vértices 32

La línea de transmisión se ubica entre los departamentos de Cerro de Pasco y Huánuco.

El perfil general del trazo de la línea se muestra en el Anexo N° 1, se aprecia que la

altitud del mismo varía entre 3 260 y 4 570 msnm correspondiendo el 76% de las

estructuras con alturas mayores de 4 000 msnm.

La numeración de las estructuras se inicia en la ubicación de la primera torre a la salida

de la S.E. Paragsha, y avanza en forma creciente y correlativa hasta la torre de llegada

frente a la S.E. Vizcarra.

1917



4.2 Características de Materiales

Las principales características de los materiales de la línea de transmisión; tales como

conductores, cables de guarda, estructuras soporte, aislamiento, puesta a tierra, etc. se

presentan en el Anexo N° 2.

5. PARÁMETROS DE DISEÑO ORIGINALES DE LA LINEA DE TRANSMISION

5.1 Criterios de Diseño Mecánico

A continuación se presentan los parámetros e hipótesis de carga utilizados para el diseño

mecánico de la línea de transmisión, definidos a partir de la información recibida del

COES.

Para el diseño mecánico se adoptaron las siguientes condiciones meteorológicas:

• Temperatura mínima : -15ºC

• Temperatura media : 10ºC

• Temperatura máxima : 30ºC

• Presion de viento : 39 kg/m2

La temperatura máxima del conductor de 50 °C, para transmitir 150 MVA a 30°C de

temperatura ambiente, se obtuvo por aplicación del método IEEE-738.

Para la distribución de estructuras se aplicaron los siguientes criterios

• Límites para tensiones máximas en los cables expresados como porcentajes de los

tiros de rotura para la condición inicial del conductor.

• Vanos peso o gravante de los conductores, tomados para conductores en condición

inicial.

• Separación vertical, es decir, distancias de seguridad al terreno. Para temperatura

máxima, condicion final despues de creep.

• Separación horizontal a objetos. Para condiciones finales despues de creep .

• Separación entre fases. Para condiciones finales despues de creep .

1918



• Oscilación de aisladores tomados para conductores en condición inicial.

5.2 Hipótesis de Carga

Las hipótesis de carga para el cálculo mecánico consideraron los siguientes límtes de

tensiones respecto al tiro de rotura:

Del Conductor de fase:

EDS inicial : 20%

Tiro máximo : 40%

Del cable de guarda:

EDS inicial : 12%

Tiro máximo : 40%

A partir de estos datos de orígen meteorológico se establecieron seis (6) diferentes

combinaciones de temperaturas, velocidades de viento y espesores de hielo, más

conocidas como hipótesis de estado del conductor o casos climáticos (Weather cases en

el Anexo 1).

HIPOTESIS N° 1 : TENSION DE CADA DIA (E.D.S.)

• Temperatura media : 10°C

• Presión del viento : 0 kg/m²

HIPOTESIS N° 2 : VIENTO MAXIMO

• Temperatura mínima : -10°C


HIPOTESIS N° 3 : TEMPERATURA MAXIMA

• Temperatura máxima : 50°C


1919



HIPOTESIS N° 4 : TEMPERATURA MINIMA



• Espesor de hielo : 12,7 mm

HIPOTESIS N° 5 : OSCILACION DE CADENA

• Temperatura mínima : 15°C


HIPOTESIS N° 6 : FLECHA VERTICAL MINIMA



Las hipótesis de estado del cable de guarda son similares a las del conductor, excepto

que el esfuerzo en E.D.S. será del 12% y la temperatura de 45° en la condición de

máxima temperatura, de tal manera que la flecha del cable siempre sea inferior a la del

conductor.

5.4 Características de Torres Metálicas

Las estructuras metálicas son para simple terna en configuración alterna con doble cable

de guarda, de los siguientes tipos, utilización y prestaciones:

Los tipos de estructura utilizados son de acero galvanizado en celosía con

extensiones de cuerpo desmontables de –3, +0, +3 , +6 m.

Los tipos utilizados y sus prestaciones se muestran en la tabla siguiente:

1920



Cuadro N° 2 Tipos de Torres

Tipo Utilización Vano Viento (m)

Vano Peso

Máximo, m

Vano Peso

Mínimo, m

Vano Lateral Máximo

(*), m

Angulo máximo de línea, °sexag

S1 Suspensión

Tangente 450 (0º) 350 (2º) 800 0 700 2º

S2 Suspensión

Angular 850 (0º)

350

(10º) 1000 0 980 10º

A Anclaje

Angular

1600

(0º)

350

(30º) 1200 -400 1200 30º

T Anclaje

Angular

1400

(0º)

350

(60º) 1000 -400 1500 60º

Anclaje

Terminal 800 (0º) - 1000 -400 1500 30º (**)

(*) El vano lateral máximo esta calculado para el ángulo de 0º

(**) Angulo de entrada al pórtico

Para las estructuras de suspensión se consideró la longitud de los aisladores (3.6 m) que

fue utilizada para calcular internamente la altura de los puntos de amarre del conductor y

los ángulos de oscilación permisibles para los casos de EDS (22°), oscilacion media de

cadena ( 34°) y de viento máximo (48°).

5.5 Cálculo Mecánico de Estructuras

Las estructuras utilizadas fueron adaptadas de los diseños desarrollados por

INGENDESA (Chile)

El factor de seguridad, es decir la relación entre el esfuerzo límite de cada elemento de la

estructura y el esfuerzo máximo en el mismo elemento calculado para la condición de

carga más desfavorable, no será menor que:

• Para cargas normales : 1,50

1921



• Para cargas excepcionales : 1,10

• Para cargas de montaje : 1,50

Cuando una estructura es sometida a una carga correspondiente a cualquiera de las

condiciones de carga y multiplicada por el factor de seguridad correspondiente, no debe

ocurrir ninguna deformación permanente ni avería en los perfiles, placas ó pernos.

6. DISTANCIAS DE SEGURIDAD

A continuación se presenta el resumen de las distancias de seguridad de la línea de 220

kV a repotenciar que han sido consideradas en el diseño de las mismas y que serán

utilizadas en el presente estudio. En caso que se presente una condición que no se haya

considerado en los diseños, se recurrirá al actual Código Nacional de Electricidad

Suministro 2011

Cuadro N° 3

Distancias de Seguridad del Conductor en Cruces

Distancia Descripción de Seguridad, Código

m

CONDUCTOR SOBRE :

Terreno libre no transitado por vehículos 7,15 CEP

Trocha o terreno transitado por vehículos 9,15 CEP

Carretera 9,15 CEP

Ferrocarril 11,20 CEP

Campos de deporte 12,00 ISA

Terreno de difícil acceso 6,35 RELE

Ríos o canales de navegación 11,15 CEP

CONDUCTOR A :

Masa de arbolado o arbustos 3,25 VDE

Puentes 5,65 CEP

Construcciones 5,15 CEP

1922



CRUCES DE LINEAS

Con línea de comunicaciones 3,95 CEP

Con línea de distribución 3,95 CEP

Con línea de transmisión 3,35 CEP

Temperatura de conductores igual a 50 ° C

Códigos o Normas:

CEP (Perú)

ISA (Colombia)

RELE (España)

VDE (Alemania)

Las distancias de seguridad para la distribución de estructuras cumplen con lo estipulado

en el Código Eléctrico del Perú de 1955 (CEP) en vigencia durante el diseño original de la

línea. Los casos no contemplados en el CEP se tomaron de las otras normas indicadas.

Es de mencionar que en la fase de diseño las alturas reales del conductor sobre el

terreno exceden las distancias mencionadas en 0,40 m al tomar en cuenta el punto de

conexión de las patas al stub de la torre por encima del pedestal de la fundación de

concreto. Es decir, la altura mínima real del conductor sobre el suelo es de 7,15 + 0,40 =

7,55 m. ISA indicó que se adoptara 7,35 m y aceptó que fueron cubiertos

satisfactoriamente de esta manera.

7. VERIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE LAS SUBESTACIONES

En base a la información proporcionada por el COES de las características de los

equipos existentes en cada una de las subestaciones, se ha verificado la capacidad de

los equipos de las celdas de salidas de líneas para cada subestación.

1923



Cuadro N° 4 Equipamiento de Celdas de Salida en Subestaciones

SE Paragsha II Celda L-2254: - Seccionador de línea, con cuchilla de puesta a tierra, 2000 A, 31,5 kA - Seccionador de barra, 2000 A, 31,5 kA - Interruptor 220 kV, 2000 A, 31,5 kA - Transformador de corriente 400-800/1/1/1/1 A - Trampa de onda, sin datos Celda de Barra: - Seccionador de barra 2000 A, 31,5 kA - Interruptor 220 kV, 2000 A, 31,5 kA SE Vizcarra (*) Celda L-2254: - Seccionador de línea, con cuchilla de puesta a tierra, 2000 A, 31,5 kA - Seccionador de barra, 2000 A, 31,5 kA - Interruptor 220 kV, 2000 A, 31,5 kA - Transformador de corriente 400-800/1/1/1/1 A - Trampa de onda, sin datos (*) Datos con valores: por confirmar

Considerando que las líneas 220 kV en la evaluación transmitirán o 250 MVA (aprox. 657

A), se comprueba que los equipos soportarán dicha cargas.

Para el caso de los transformadores de corriente, se comprueba que en ambas celdas,

dichos transformadores cuentan con dos grupos de conexión en el lado primario. Por lo

que sólo se requerirá que los transformadores de corriente trabajen con el grupo de

conexión más elevado en el lado primario, de acuerdo al aumento de potencia tenga la

línea.

No se dispone de datos de las corrientes nominales de las bobinas de bloqueo de las

trampas de onda. Las corrientes usuales en subestaciones con equipamientos de 31,5 kA

es de 1200 A, por lo cuál es de esperar que no se presentarán problemas.

1924



8. SELECCIÓN INICIAL DE VANOS CRÍTICOS

Tomando como referencia la información suministrada por el COES, en particular los

planos de ubicación de estructuras; se seleccionan inicialmente los vanos críticos,

considerando a estos como el conjunto de vanos cuyas catenarias se encuentran al

borde de la línea de señalización de la distancia de seguridad al suelo.

En la selección de vanos críticos de las líneas de 220 kV se encontró una gran cantidad

de vanos (58) con características de posibles vanos críticos; sin embargo, se debe tener

en cuenta que los planos mencionado muestran los conductores representados en la

condición de flecha máxima, es decir con la máxima temperatura del conductor y cuando

ya se produjo totalmente el creep.

El programa de diseño de líneas PLS CADD aplica un modelo de creep que se produce

durante diez (10) años desde la puesta en servicio de la línea; por lo que se puede

considerar que la línea de 220 kV a repotenciar ya se encuentra en la condición final,

debido a que su tiempo de servicio supera el período mencionado. Bajo esta

consideración se ha seleccionado una cantidad de posibles vanos críticos, con la

finalidad de reemplazar en caso el vano seleccionado mantenga una distancia de

seguridad al suelo inadecuada.

En el Anexo N° 3 se presenta la relación de posibles vanos críticos encontrados en los

planos de ubicación de estructuras y también se indican los vanos que serán trabajados

en campo. Conforme a lo requerido en los Términos de Referencia del Anteproyecto, es

necesario efectuar la verificación de distancias de seguridad del conductor inferior al

suelo como máximo al 5% del total de vanos de la línea. Dado que la línea tiene un total

de 288 vanos, se realizaron mediciones a 15 de los 58 vanos previamente seleccionados.

9. TRABAJOS REALIZADOS EN VANOS MUESTREADOS

9.1 Trabajos de Campo

Se realizaron mediciones y registros en campo de los vanos muestreados utilizando el

siguiente procedimiento:

1925



a) Ubicación en campo del vano seleccionado en gabinete, al cual se realiza un

recorrido preliminar a lo largo del vano con la finalidad de identificar los posibles

puntos críticos, también puede presentarse la posibilidad de que el vano presente

los conductores muy elevados y no es necesario evaluarlo;

b) Verificación de los números y tipos de estructuras a los extremos del vano

seleccionado;

c) Ubicación del punto crítico en el vano seleccionado y medición de la distancia

conductor inferior – suelo;

d) En el momento de la medición, se registra la fecha, hora, temperatura del medio

ambiente al pie del conductor y velocidad promedio del viento.

e) La medición de la distancia desde el punto crítico hasta la estructura más cercana

se efectúa mediante equipamiento topográfico;

f) Se procede de igual forma para el siguiente punto crítico a considerarse en el

mismo vano;

g) Se efectúa en otros puntos del vano la medición de la distancia conductor inferior –

suelo, que permita identificar en gabinete la catenaria del conductor en el momento

de la medición;

h) Se miden las distancias de alturas efectivas (conductor inferior – suelo en el punto

de sujeción de conductor a torre);

i) Se efectúa el levantamiento topográfico de puntos representativos del perfil del

terreno del vano crítico seleccionado;

j) Se anotan las características del terreno, en especial del que se encuentra debajo

del punto crítico;

1926



k) Se anotan los obstáculos que puedan presentar distacias críticas al conductor

inferior a lo largo del vano seleccionado, tales como líneas eléctricas, carreteras,

caminos rurales u otros.

En el Anexo N° 4 se presentan los resultados de los trabajos de campo; así como

referencias fotográficas de cada uno de los vanos críticos trabajados.

9.2 Trabajos de Gabinete

Una vez obtenida toda la información de campo, se desarrollan los trabajos de gabinete

con la finalidad de representar en planos de autocad, los perfiles longitudinales y

contraperfiles del vano crítico asi como puntos representativos de los conductores

medidas en campo.

Además se debe identificar la posición a lo largo del vano de la ubicación del punto crítico

y de otros puntos complementarios que permitan modelar la catenaria del conductor para

el momento de la medición.

En los planos del perfil topográfico de los vanos críticos se incluyen las distancias entre

conductor inferior tomados en el momento de la medición; en este caso se registran

varias distancias de conductor inferior al suelo, las cuales permiten ajustar la catenaria

con la información obtenida en gabinete.

Toda la información registrada en campo se ingresa en el programa PLS CADD para su

comparación y ajuste con los datos entregados por el COES sobre las corrientes para el

mismo momento en que se efectuaron las mediciones de campo.

Los resultados de la topografía y de reporte del programa PLSCADD se muestran en el

Anexo Nº 8 Planos de Vanos Medidos en Campo, para las siguientes condiciones de

potencia de transmisión:

a) Durante mediciones.

b) Diseño original de 150 MVA

c) Diseño proyectado a 250 MVA.

1927



10. DISEÑOS DE INGENIERÍA

10.1 Cálculo de Distancia Crítica

En la práctica las mediciones de las distancias de seguridad de los conductores a los

cruces de terrenos u otros obstáculos se han realizado para temperaturas del conductor

inferiores a la temperatura máxima del diseño original.

Con las distancias obtenidas en la medición de campo referente a la posición del

conductor en el vano crítico y con la catenaria obtenida en base a las características de

los conductores y la información suministrada por el COES sobre las corrientes

transmitidas para el mismo momento de la medición de campo; se valida la posición del

conductor y el parámetro de la catenaria en el momento de las mediciones de las

distancias de seguridad..

A partir de la catenaria ajustada a las mediciones se realizan los cambios de estado del

conductor para las condiciones de flecha máxima a las potencias de transmisión del

diseño original de 150 MVA y a la proyectada de 250 MVA.

Con la catenaria en la condición de flecha máxima proyectada, se mide la distancia de

seguridad conductor inferior al suelo, en el punto crítico y se establece, de ser el caso, la

distancia crítica que es la distancia que se debe elevar el conductor en dicho punto para

satisfacer las distancias de seguridad requeridas del acápite 6.0. En el Anexo N° 7 se

presentan los reportes de distancias del conductor al suelo u obstáculos obtenidos del

PLS-CADD para los vanos donde se efectuaron mediciones.

A partir de las condiciones de cambio de estado de los vanos donde se efectuaron las

mediciones, se establece la condición estándar para el recálculo del conductor operando

con 250 MVA. Esta condición estándar consiste en una hipótesis adicional para el

conductor, la cuál se aplicará a los otros vanos críticos donde no se realizaron

mediciones. En el Anexo N° 9 se presentan los reportes de distancias del conductor al

suelo u obstáculos obtenidos del PLS-CADD para estos vanos.

Debido a que la línea de transmisión tiene más de diez (10) años de servicio, en los

cambios de estado se considera que el conductor se halla en condición final.

1928



10.2 Temperatura del Conductor durante las Mediciones

El cálculo de la temperatura del conductor para la condición de transmisión actual (en el

momento de la medición) de las líneas de transmisión en 220 kV, se efectúa con la

información de potencia aparente y tensiones en salida de línea entregadas por el COES

y con la información de campo referida a la fecha, hora, altitud del terreno, condiciones

ambientales, etc.; y se realiza utilizando el modelo matemático de la IEEE Std 738-2006.

El modelo matemático de la IEEE esta incluido en las versiones más recientes del

programa PLS-CADD.

Los parámetros para el cálculo de la temperatura en el conductor mediante aplicación del

programa de la IEEE Std 738 – 2005 son los siguientes:

Cuadro N° 5

Parámetros para el Cálculo de Temperatura del Conductor

PARAMETRO DATO

Latitud Dato de gabinete

Tipo de atmósfera Dato de campo

Hora del día Dato de campo

Temperatura del aire Dato de campo

Velocidad del viento Dato de campo

Angulo entre el viento y

conductor 90°

Altitud sobre el nivel del mar Dato de campo

CONDUCTOR ACSR Finch

- Diámetro 32,85 mm

- Resistencia AC a 25°C 0,0529 Ohm/km

- Resistencia AC a 75°C 0,0646 Ohm/km

- Emisividad 0,5

- Absorción solar 0,5

Para los diferentes vanos críticos muestreados la temperatura en el conductor durante la

medición de las distancias de seguridad en los puntos críticos fueron los siguientes:

1929



Cuadro N° 6 Resumen de Cálculo de Temperaturas del Conductor Durante

Mediciones de Campo

Item Vano Temperatura

Ambiente, ° C

Tipo de Atmósfera

Altitud, msnm

Corriente, A (*)

Temperatura de

Conductor, °C

1 T74 - T75 15,5 despejado 3 746,06 170.0 28.4

2 T79 - T80 19,2 nublado parcial 3 387,97 172.5 25.0

3 T80 - T81 21,0 despejado 3 482,04 213.7 31.2 4 T81 - T82 18,5 despejado 3 563,64 221.8 31.9 5 T84 - T85 10,4 nublado 3 757,86 139.7 17.6


7 T87 - T88 14,3 despejado 3 630,46 190.2 30.4 8 T102 - T103 14,0 despejado 4 307,91 146.9 18.1





13 T208 - T209 13,6 despejado 3 552,60 216.1 23.1 14 T210 - T211 16,1 despejado 3 615,20 209.3 24.3 15 T213 - T214 18,3 despejado 3 778,64 181.8 24.7

(*) Registros del COES – Agosto 2012.

Las salidas del programa IEEE Std 738 - 2006 con los cálculos de temperatura del

conductor de cada vano se muestran en el Anexo N° 5.

10.3 Temperatura del Conductor para las Potencias de Diseño Actual y Proyectada

Con la finalidad de obtener las catenarias de flecha máxima se procede a obtener las

temperaturas en los conductores para las potencias de diseño actual de 150 MVA y

proyectada de 250 MVA.

La temperatura en el conductor para la potencia de diseño actual de 150 MVA, se obtiene

utilizando la temperatura ambiente máxima prevista en el proyecto original, con la

corriente correspondiente a dicha potencia, con las características de los conductores, así

como las condiciones climatológicas y ambientales de cada zona, aplicando el método de

1930



cálculo del IEEE Std. 738 – 2 006. Se verificó que corresponde aproximadamente a 50°C

tal como fue aplicada en el diseño original.

Para el cálculo de la temperatura del conductor se ha considerado atmósfera clara para

todos los vanos críticos, con la cual se presenta una mayor intensidad de radiación solar

sobre el conductor.

La temperatura en el conductor para la potencia de diseño proyectada de 250 MVA, se

obtiene a partir de la corriente correspondiente a dicha potencia (aprox. 660 A), con las

características de los conductores, así como la máxima temperatura ambiente, las

condiciones climatológicas y ambientales registradas actualmente, aplicando el método

de cálculo del IEEE Std. 738 – 2 006.

A continuación se presentan los resultados

Cuadro N° 7

Resumen de Cálculo de Temperaturas del Conductor a 250 MVA

Item Vano Temperatura

Ambiente, ° C

Tipo de Atmósfera

Altitud, msnm

Corriente, A (*)

Temperatura de

Conductor, °C

1 T74 - T75 23.0 despejado 3746.06 660.0 54.0 2 T79 - T80 23.0 despejado 3387.97 660.0 53.8 3 T80 - T81 23.0 despejado 3482.04 660.0 53.9 4 T81 - T82 23.0 despejado 3563.64 660.0 54.1 5 T84 - T85 23.0 despejado 3757.86 660.0 54.5 6 T85 - T86 23.0 despejado 3840.10 660.0 54.5 7 T87 - T88 23.0 despejado 3630.46 660.0 54.1 8 T102 - T103 20.0 despejado 4307.91 660.0 52.4 9 T114 - T115 20.0 despejado 4399.20 660.0 52.6

10 T118 - T119 20.0 despejado 4319.71 660.0 52.6 11 T119 - T120 20.0 despejado 4399.19 660.0 52.6 12 T120 - T121 20.0 despejado 4400.04 660.0 52.6 13 T208 - T209 23.0 despejado 3552.60 660.0 54.1 14 T210 - T211 23.0 despejado 3615.20 660.0 54.2 15 T213 - T214 23.0 despejado 3778.64 660.0 54.6

Para el cálculo de las temperaturas del conductor a 250 MVA, la temperatura ambiente

máxima se ha zonificado en función de la altitud del terreno como sigue:

• Altitud entre 3200 msnm y 4 000 msnm: 23°C

• Altitud entre 4000 msnm y 4 500 msnm: 20°C

1931



Las temperaturas ambientes máximas adoptadas están basadas en publicaciones de

datos de la estaciones del SENAHMI en:

• Chiquián, 3 382 msnm, Dic. 2006 - Dic. 2011.

• Huallanca, 3 796 msnm, Jul. 1972-Jul. 1977.

• Cerro de Pasco, 4 260 msnm, Feb. 2007 – Ene. 2012.

• Yanahuanca, 3 190 msnm, Feb. 2007 – Ene. 2012.

• La Unión, 3 201 msnm, Nov. 1963 – Mar. 1965.

Las salidas del programa de la IEEE Std 738 – 2006 con los cálculos de las temperaturas

en conductores de líneas para la potencia proyectada (250 MVA) se presentan en el

Anexo N° 6.

10.4 Distancia Crítica para Potencia de 250 MVA

La temperatura en conductores de las líneas para las potencias nominales actuales y

futura, se consideran como dato de entrada en las hipótesis de carga.

Siendo el punto de inicio para los cambios de estado de los conductores, los obtenidos

mediante mediciones en campo y verificados en gabinete en base a las corrientes

registradas en el COES; se efectúa el cambio de estado hacia las condiciones de las

potencias de diseño original y proyectada, en donde se utiliza las temperaturas en el

conductor para la potencia nominal a calcular, considerando la máxima temperatura

ambiente.

Con la catenaria en la condición de máxima temperatura y corriente para 250 MVA, se

establece la distancia conductor más bajo al suelo en el punto crítico de cada vano

crítico; este procedimiento se realiza para todos los vanos críticos medidos en campo y

se obtienen las distancias conductor - suelo en los puntos críticos de cada vano.

Para cada vano crítico, se compara la distancia al suelo obtenida para la potencia de 250

MVA con la distancia de seguridad, conductor – suelo o cruces, establecida en el acápite

6.0, y se obtiene por diferencia la distancia necesaria que debe de elevarse el conductor,

de ser el caso, para conservar la distancia de seguridad indicada.

1932



En el Anexo N° 7 se muestran los Reportes de Distancias de Seguridad de Vanos

Críticos con Mediciones de Campo para el conductor en las condiciones de medición,

flecha máxima de diseño original (50°C) y transmisión proyectada de 250 MVA.

En el Anexo N° 8 se muestran las curvas del conductor en las condiciones de medición,

flecha máxima de diseño original (50°C) y transmisión proyectada de 250 MVA.

10.5 Aplicación de Resultados de la Muestra de Campo a Todos los Vanos Críticos

Seleccionados

En base a los resultados de los vanos críticos verificados en campo se determinó que es

posible simular la flecha máxima del conductor de la línea transmitiendo 250 MVA

estableciendo para el mismo la temperatura de 55°C. Esta hipótesis de cálculo se aplica

a los vanos críticos no trabajados en campo para calcular las distancias del conductor al

terreno u otros obstáculos.

En el Anexo N° 9 se muestran los Reportes de Distancias de Seguridad de Vanos

Críticos Sin Mediciones de Campo para el conductor en la condición de transmisión

proyectada de 250 MVA.

Para el conjunto de vanos críticos seleccionados que no cumplen con las distancias de

seguridad establecidas se plantean alternativas de solución, de tal forma que después de

elevada la potencia nominal de las líneas a 250 MVA, los conductores inferiores puedan

mantener las distancias de seguridad previstas en el diseño original.

En el cuadro siguiente, para los vanos críticos a ser intervenidos, se muestran las

diferencias entre las distancias de seguridad y las del conductor al terreno, u otros

cruces, así como propuestas de solución cuando estas diferencias no sean aceptables.

1933

COES - SINAC 9-552-5-001-B Anteproyecto: Repotenciación de Línea de Transmisión 220 kV Vizcarra – Paragsha II Revisión: B Informe Preliminar Fecha: 29-08-2012

PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 21 95525001B.doc

1934



11. CONCLUSIONES

La línea de transmisión existente es de simple terna, conductor ACSR Finch, con dos

cables de guarda ehs 50mm2. Las torres son de disposición alternada y de 4 tipos

(suspensión normal S1, suspensión reforzada S2, anclaje angular A1 y anclaje terminal

T1). Los aisladores son poliméricos, tipo composite de 3.16 m de longitud.

Debido a las dimensiones y disposición alternada de las torres, solamente el conductor

inferior es el que se halla más cerca al terreno u otros obstáculos debajo de la línea.

La línea fue diseñada bajo el Código Eléctrico del Perú de 1955 y complementado con

normas de otros países. Las distancias de seguridad más relevantes son las del

conductor: a carreteras (8,15m), a terreno no transitable por vehículos (7,15 m) y a

terreno de difícil acceso (6,35m).

La línea consta en total de 288 vanos, 58 vanos fueron identificados como posibles vanos

críticos y 15 de los mismos fueron tomados como muestra para las mediciones de

campo.

Para el repotenciamiento de la línea a 250MVA, se determinaron las cantidades de vanos

críticos a ser intervenidos, clasificados por forma propuesta de solución, que se muestra

en el cuadro siguiente:

Cuadro N° 9

Cantidad de Vanos Críticos y Soluciones Propuestas

Solución Propuesta Cantidad Banqueo de terreno 3

Total…………………………………………… 3

Tal como se aprecia en el cuadro, el banqueo del terreno permitiría solucionar la mayor

parte de los problemas de distancias de seguridad para el repotenciamiento.

En esta línea en particular no se recomienda la instalación de aisladores en V horizontal

en las torres de suspensión debido a que por la poca distancia vertical entre las fases

1935



superior e inferior sería necesario instalarlas en ambas, sin embargo la fase superior

presenta una distancia reducida con el cable de guarda que impide su ejecución.

12. PLAN DE INTERVANCIONES

A continuación se detalle el plan de intervenciones para la línea a repotenciar:

12.1 Descripción de los Alcances del Proyecto

Actividades previstas para incrementar la potencia de la línea a 250 MVA:

Debido a que las distancias que se debe incrementar en los vanos críticos como producto

del incremento de la potencia nominal a 250 MVA son relativamente pequeñas será

suficiente en este caso particular plantear sólo un tipo de solución que no interrumpa la

operación normal de la línea.

Remoción (banqueo) de terreno: Si producto del incremento de la flecha del conductor, este provoque remover

profundidades menores a 1,7 m en el terreno tipo Normal, se deberá efectuar la remoción

del terreno; pero en terrenos con suelo del tipo rocoso esta profundidad limite se reducirá

a 0,85 m. En este aspecto es importante verificar la longitud de la zona que presenta

problemas de distancia de seguridad con respecto a la exigida en el proyecto original y

además se toma en cuenta que el ancho de la faja de servidumbre es de 25,00 m.

Para establecer el costo de la alternativa de remoción del terreno, se determina

previamente el volumen de excavación según el tipo de terreno. La remoción del terreno

tipo rocoso es preferible efectuarla manualmente no siendo recomendable utilizar

explosivos, salvo que se haga en pequeños volúmenes y con mallas de seguridad

apropiadas.

Los volúmenes de remoción de terreno se presentan en el Cuadro Nº 8.

12.2 Esfuerzos sobre las Torres

1936



No se efectuarán retensados en los conductores de la línea del Anteproyecto.

Se debe de tener presente que debido al tiempo de vida útil de la línea no se recomienda

efectuar retensados de conductores de fase, debido también a que se han encontrado en

la línea con conductor ACSR se han encontrado tensados que supera el 23% del tiro de

rotura del conductor.

El no considerar retensados permite garantizar que las estructuras instaladas no sufrirán

daños por esfuerzos superiores a los previstos en su diseño original.

12.3 Planos de Vanos con Levantamientos Topográficos

En el Anexo Nº 8 se presentan planos de todos los vanos críticos en donde se han

efectuado las mediciones de distancia al suelo en el punto crítico y otras distancias

complementarias.

Estos planos se obtuvieron mediante la información del trabajo de campo y procesadas

mediante el programa PLS-CADD, en ellos se presenta las distintas condiciones del

conductor en el vano, es decir:

• Condición actual: Al momento de la medición de la catenaria.

• Condición a máxima temperatura: A partir de la condición actual llevada a máxima

Temperatura (50 ºC).

• Condición futura: Catenaria proyectada a la potencia de 250MVA.

La caracterización de la catenaria en la condición actual se realizó de acuerdo a la

temperatura de las zonas, topografía y Data proporcionada por el COES de corriente

circulante en la línea de transmisión.

12.4 Tiempo Estimado de Parada por los Trabajos de Repotenciación

El tipo de trabajo a realizar no requeriría parada de línea.

Esta consideraración esta asociada al nivel de anteproyecto del presente estudio, basado

en mediciones muestrales. No se descarta que a nivel de estudio definitivo, con mayor

1937



cantidad de mediciones, se pueda presentar algún caso de vano crítico que requiera una

solución que involucre una parada de línea, sin embargo estos casos son de baja

probabilidad.

CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN

Se presenta a continuación el cronograma de ejecución:

1938



12.5 PRESUPUESTO ESTIMADO DE INVERSIÓN

De acuerdo a lo señalado en el capítulo 8 se han determinado las cantidades de vanos

críticos y metrados para el repotenciamiento de la línea de transmisión a 250MVA.

EL total del presupuesto asciende a la suma de US$ 76.536,48

El desagregado del monto señalado se presenta en el Anexo Nº 10.

1939


PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. Anexo 1-0 955250010.doc

ANEXO N° 1

PERFIL GENERAL

1940

LT Paragsha II - Vizcarra 220 kV

PERFIL GENERAL DEL TRAZO

3000.00

3500.00

4000.00

4500.00

5000.00

0 20 40 60 80 100 120 140

DISTANCIA ACUMULADA, km

ALT

ITU

D, m

snm

SE PARAGSHA II

SE VIZCARRA

1941



ANEXO N° 2

CARACTERÍSTICAS DE MATERIALES INSTALADOS

1942



Línea de Transmisión 220 kV Paragsha II - Vizcarra

CARACTERÍSTICAS DE MATERIALES INSTALADOS 1. Conductor Activo

Es de aluminio con alma de acero de las siguientes características:

Item Descripción Unid. Valor

1 Referencia Finch

2 Tipo ACSR

3 Calibre kCM 1 113

4 Sección Transversal mm2 636,60

5 Número alambres Aluminio 1350 – H19 54,00

6 Número alambres Acero Galvanizado 19,00

7 Diámetro de los alambres de aluminio 1350-H19 mm 3,90

8 Diámetro de los alambres de acero galvanizado mm 2,19

9 Diámetro exterior del conductor mm 32,85

10 Peso unitario kg/m 2,128

11 Resistencia mínima a la Rotura kg 17 737

12 Resistencia eléctrica máxima cc a 20 ºC ohm / km 0,05152

13 14 15 16

Modulo de elasticidad final para el aluminio Modulo de elasticidad final para el acero galvanizado Coeficiente de dilatación para el aluminio Coeficiente de dilatación para el acero galvanizado

kg/mm2

kg/mm2

1/°C 1/°C

5 004 2 141

0,000023 0,000012

2. Cable de Guarda

Se han instalado 2 cables de guarda en toda la longitud de la línea.

Las características de los cables son las siguientes:

1943




1 Referencia Acero

GalvanizadoEHS

4 Sección Transversal mm2 51,08

6 Número alambres Acero Galvanizado 7

8 Diámetro de los alambres de acero galvanizado mm 3,05

9 Diámetro exterior mm 9,53

10 Peso unitario kg/m 0,407

11 Resistencia mínima a la Rotura kg 6 937

12 Resistencia eléctrica máxima cc a 20 ºC ohm / km 4,52 14 16

Modulo de elasticidad final Coeficiente de dilatación

kg/mm2

1/°C

1 877 0,000012

3. Aisladores

Se utilizan aisladores Poliméricos en posición de suspensión o anclaje de

las siguientes características:


1 Fabricante LAPP

2 Modelo 01K9821

3 Tipo Composite

4 Norma IEC -1109

5 Material

6 Núcleo Fibra de vidrio

7 Recubrimiento Jebe de silicona

8 Campanas Jebe de silicona

9 Conexiones Ojo - bola ANSI 52-8

10 Longitud total 3100

11 Longitud de arco seco mm 2775

12 Línea de fuga mm 6000

13 Carga mecánica garantizada kN 160

14 Tensión disruptiva de prueba

14.1 A frecuencia industrial

- Seco kV 690

- Húmedo (bajo lluvia) kV 640

1944



14.2 Impulso

- Positivo kV 1595

- Negativo kV 1680

15 Peso neto aprox. kg 11.4

Los tipos de cadenas utilizadas son las siguientes:

• Suspensión normal tipo SN, longitud total 3,43 m

• Suspensión de cuello muerto tipo SJ, longitud total 3,49 m.

• Anclaje normal tipo AN, longitud total 3,50 m

• Anclaje con extensor tipo AE, longitud total 4,15/4,50 m

La composición de las cadenas de suspensión se indica en el siguiente cuadro:

La composición de las cadenas de anclaje se indica en el siguiente cuadro:

1945



Adicionalmente se usan los siguientes accesorios del conductor:

Manguito de empalme

Manguito de reparación

Amortiguadores tipo stockbridge

4. Estructuras Se utiliza estructuras de celosía metálicas de sección cuadrada en perfiles angulares de

acero galvanizado en caliente, de cuatro patas, disposición alternada, simple terna, con 2

cables de guarda, con extensiones y patas variables, con características definidas por los

planos de fabricación.

Las alturas de amarre del conductor inferior para las extensiones de cuerpo utilizadas en

los diferentes tipos de estructuras son:

S1- 3 = 16,80 m

S1+0 = 19,80 m

S1+3 = 19,80 m

S1+6 = 19,80 m

S1+9 = 19,80 m

S1- 6 = 13,00 m

S1- 3 = 16,00 m

S1+0 = 19,00 m

S1+3 = 22,00 m

A- 6 = 13,50 m

A- 3 = 16,50 m

A+0 = 19,50 m

A+3 = 22,50 m

T- 6 = 13,50 m

T- 3 = 16,50 m

T+0 = 19,50 m

T+3 = 22,50 m

Además para adaptarse a las secciones asimétricas del perfil del terreno, la altura de

cada pata de cualquier tipo de estructura y extensión, es fácilmente variada,

1946



independientemente de las otras, por tramos fijos de 1 metro, desde la pata -1 hasta la

pata +3.

Las estructuras metálicas son fabricadas por la empresa Kalpataru de India.

5. Puesta a Tierra

El sistema de puesta a tierra esta conformado por distintas configuraciones y

disposiciones típicas mediante electrodos (varillas) y cables contrapesos de copperweld.

La descripción de los materiales y los tipos de puesta a tierra utilizados son los

siguientes:

La configuración y aplicación de cada tipo de puesta a tierra se muestra en el siguiente

cuadro:

Rmax = Resistencia máxima de puesta a tierra.

1947



ANEXO N° 3

RELACIÓN DE VANOS CRÍTICOS SELECCIONADOS

1948



1949



1950



ANEXO N° 4

RESULTADOS DE TRABAJOS DE CAMPO

1951

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14MEDICION FECHA HORA TEMPERATURA VELOCIDAD CLIMA

N° Torre Anterior Torre Posterior Longitud Distancia a Tipo Altura Cond.50°C Peatonal Vehicular AMBIENTE VIENTO (Tant) (Tpos) m Tant, m de cruce sobre cruce, m °C m/s

1 T.74 T.75 242,73 8,7 Terreno 6,3 Accesible No transitable 02/08/2012 12:05 15,5 0,8 Despejado

15

Punto critico en zona de dificil acceso. El terreno debajo de los conductores esta desquinchado.

RESULTADO DE TRABAJOS DE CAMPO

COMENTARIOS Y OBSERVACIONES

PUNTO CRITICO TRANSITOVANO

Anexo 4-Resultados_trabajos_campo 1-T.74-T.75

1952


N° Torre Anterior Torre Posterior Distancia Distancia a Tipo Altura Cond.50°C Peatonal Vehicular AMBIENTE VIENTO (Tant) (Tpos) m Tant, m de cruce sobre cruce, m °C m/s

2 T.79 T.80 282,99 164,95 Terreno 7,05 Accesible No transitable 01/07/2012 13:58 19,2 2,5 nublado parcial

15

DATOS DE CAMPO



1953



3 T.80 T.81 303,17 187,17 linea MT 6,27 Accesible No transitable 01/07/2012 12:05 21,0 1,5 despejado

15

DATOS DE CAMPO



1954



4 T.81 T.82 520,54 374,46 Carretera 9,92 Accesible Transitable 01/07/2012 10:52 18,5 0,9 despejado

15

DATOS DE CAMPO



1955



5 T.84 T.85 562,67 447,6 linea MT 0,63 Accesible No transitable 31/07/2012 12.22 10,4 2,6 nublado

15

Terreno de cultivo

DATOS DE CAMPO



1956



6 T.85 T.86 128,3 73,47 linea MT 1,87 Accesible No transitable 31/07/2012 10:32 13,3 2,0 nublado parcial

15

DATOS DE CAMPO



1957



7 T.87 T.88 369,76 94,64 terreno 7,49 Accesible No transitable 04/08/2012 8:30 14,3 0,2 despejado

15

Terreno inclinado en bosque ralo.Terreno de cultivo

DATOS DE CAMPO



1958



8 T.102 T.103 213 44,55 Terreno 5,85 Accesible No transitable 03/08/2012 16:10 14 1,2 despejado

15

DATOS DE CAMPO



1959



9 T.114 T.115 333,58 206,26 Terreno 8,15 Accesible Transitable 03/08/2012 14:57 17,2 0,8 nublado parcial

15

DATOS DE CAMPO



1960



10 T.118 T.119 675,21 595,14 Terreno 6,27 Accesible No transitable 03/08/2012 10:38 14,5 3 nublado parcial

15

DATOS DE CAMPO



1961



11 T.119 T.120 194,75 89,13 Terreno 7,95 Accesible No transitable 03/08/2012 12:20 14,6 1 nublado parcial

15

DATOS DE CAMPO



1962



12 T.120 T.121 683,96 61,35 Terreno 8,05 Accesible No transitable 03/08/2012 1:05 18 3 nublado parcial

15

DATOS DE CAMPO



1963



13 T.208 T.209 700,26 642,7 Terreno 7,93 Accesible No transitable 06/08/2012 10:24 13,6 1,8 despejado

15

Terreno de cultivo

DATOS DE CAMPO



1964



14 T.210 T.211 761,54 99,55 Terreno 6,79 Accesible Transitable 06/08/2012 11:05 16,1 2,4 despejado

15

DATOS DE CAMPO



1965



15 T.213 T.214 377,64 147,68 Terreno 8,16 Accesible No transitable 06/08/2012 13:50 18,3 3,6 despejado

15

Terreno de cultivo

DATOS DE CAMPO



1966



ANEXO N° 5

CÁLCULO DE TEMPERATURA DEL CONDUCTOR DURANTE MEDICIONES DE CAMPO

1967



VANO T74-T75 IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 15.50 (deg C) Wind speed is 0.80 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3622 (m) Conductor bearing is 133 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 12.08 hours (solar altitude is 62 deg. and solar azimuth is -2 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 215 (corresponds to August 2 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 19.802 (Watt/m) Radiation cooling is 3.867 (Watt/m) Convective cooling is 17.484 (Watt/m) Given a constant current of 170.0 amperes, The conductor temperature is 28.4 (deg C)

1968




1969




1970



VANO T81-T82 IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 18.50 (deg C) Wind speed is 0.90 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3668 (m) Conductor bearing is 127 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 10.8667 hours (solar altitude is 57 deg. and solar azimuth is 31 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 214 (corresponds to August 1 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 20.713 (Watt/m) Radiation cooling is 4.156 (Watt/m) Convective cooling is 19.238 (Watt/m) Given a constant current of 221.8 amperes, The conductor temperature is 31.9 (deg C)

1971



VANO T84-T85 IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 10.40 (deg C) Wind speed is 2.60 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3840 (m) Conductor bearing is 127 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 12.3667 hours (solar altitude is 61 deg. and solar azimuth is -11 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 213 (corresponds to July 31 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 19.666 (Watt/m) Radiation cooling is 1.981 (Watt/m) Convective cooling is 18.680 (Watt/m) Given a constant current of 139.7 amperes, The conductor temperature is 17.6 (deg C)

1972



VANO T85-T86 IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 13.30 (deg C) Wind speed is 2.00 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3840 (m) Conductor bearing is 106 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 10.32 hours (solar altitude is 52 deg. and solar azimuth is 41 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 213 (corresponds to July 31 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 19.751 (Watt/m) Radiation cooling is 2.366 (Watt/m) Convective cooling is 18.335 (Watt/m) Given a constant current of 135.2 amperes, The conductor temperature is 21.5 (deg C)

1973




1974




1975




1976




1977




1978



VANO T120-T121

IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 18.00 (deg C) Wind speed is 3.00 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 4400 (m) Conductor bearing is 142 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 13.0833 hours (solar altitude is 58 deg. and solar azimuth is -30 deg.) Conductor latitude is -10.4 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 216 (corresponds to August 3 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 17.982 (Watt/m) Radiation cooling is 1.870 (Watt/m) Convective cooling is 16.996 (Watt/m) Given a constant current of 129.4 amperes, The conductor temperature is 24.3 (deg C)

1979



VANO T208-T209

IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 13.60 (deg C) Wind speed is 1.80 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3553 (m) Conductor bearing is 132 (deg) (perpendicular to solar azimuth for maximum solar heating) Sun time is 10.4 hours (solar altitude is 54 deg. and solar azimuth is 42 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 220 (corresponds to Agosto 6 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 20.484 (Watt/m) Radiation cooling is 2.743 (Watt/m) Convective cooling is 20.202 (Watt/m) Given a constant current of 216.1 amperes, The conductor temperature is 23.1 (deg C)

1980



VANO T210-T211 IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 16.10 (deg C) Wind speed is 2.40 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3615 (m) Conductor bearing is 117 (deg) (perpendicular to solar azimuth for maximum solar heating) Sun time is 11.08 hours (solar altitude is 60 deg. and solar azimuth is 27 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 219 (corresponds to Agosto 6 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 20.883 (Watt/m) Radiation cooling is 2.435 (Watt/m) Convective cooling is 20.772 (Watt/m) Given a constant current of 209.3 amperes, The conductor temperature is 24.3 (deg C)

1981



VANO T213-T214 IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 18.30 (deg C) Wind speed is 3.60 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3796 (m) Conductor bearing is 44 (deg) (perpendicular to solar azimuth for maximum solar heating) Sun time is 13.83 hours (solar altitude is 52 deg. and solar azimuth is -46 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 219 (corresponds to Agosto 6 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 20.412 (Watt/m) Radiation cooling is 1.913 (Watt/m) Convective cooling is 20.238 (Watt/m) Given a constant current of 181.8 amperes, The conductor temperature is 24.7 (deg C)

1982



ANEXO N° 6

CÁLCULO DE TEMPERATURA DEL CONDUCTOR PARA POTENCIA PROYECTADA DE 250MVA

1983



VANO T74-T75 IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 23.00 (deg C) Wind speed is 0.61 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3622 (m) Conductor bearing is 133 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 12 hours (solar altitude is 90 deg. and solar azimuth is 180 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 54 (corresponds to February 23 in year 2012) (day of the year with most solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 21.654 (Watt/m) Radiation cooling is 11.011 (Watt/m) Convective cooling is 36.635 (Watt/m) Given a constant current of 660.0 amperes, The conductor temperature is 54.0 (deg C)

1984




1985




1986




1987




1988



VANO T85-T86

IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 23.00 (deg C) Wind speed is 0.61 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3840 (m) Conductor bearing is 106 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 12 hours (solar altitude is 90 deg. and solar azimuth is 180 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 54 (corresponds to February 23 in year 2012) (day of the year with most solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 21.773 (Watt/m) Radiation cooling is 11.192 (Watt/m) Convective cooling is 36.629 (Watt/m) Given a constant current of 660.0 amperes, The conductor temperature is 54.5 (deg C)

1989




1990




1991



VANO T114-T115 IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 20.00 (deg C) Wind speed is 0.61 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 4399 (m) Conductor bearing is 135 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 12 hours (solar altitude is 90 deg. and solar azimuth is 180 deg.) Conductor latitude is -10.4 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 290 (corresponds to October 16 in year 2012) (day of the year with most solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 21.997 (Watt/m) Radiation cooling is 11.311 (Watt/m) Convective cooling is 36.544 (Watt/m) Given a constant current of 660.0 amperes, The conductor temperature is 52.6 (deg C)

1992




1993




1994



VANO T120-T121

IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 20.00 (deg C) Wind speed is 0.61 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 4400 (m) Conductor bearing is 142 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 12 hours (solar altitude is 90 deg. and solar azimuth is 180 deg.) Conductor latitude is -10.4 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 290 (corresponds to October 16 in year 2012) (day of the year with most solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 21.997 (Watt/m) Radiation cooling is 11.311 (Watt/m) Convective cooling is 36.542 (Watt/m) Given a constant current of 660.0 amperes, The conductor temperature is 52.6 (deg C)

1995



VANO T208-T209

IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 23.00 (deg C) Wind speed is 0.60 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 3553 (m) Conductor bearing is 270 (deg) (perpendicular to solar azimuth for maximum solar heating) Sun time is 12 hours (solar altitude is 90 deg. and solar azimuth is 180 deg.) Conductor latitude is -10.5 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 54 (corresponds to Febrero 22 in year 2012) (day of the year with most solar heating) Conductor description: 1113 kcmil 54/19 Strands FINCH ACSR Conductor diameter is 3.285 (cm) Conductor resistance is 0.0529 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0646 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 21.613 (Watt/m) Radiation cooling is 11.040 (Watt/m) Convective cooling is 36.579 (Watt/m) Given a constant current of 660.0 amperes, The conductor temperature is 54.1 (deg C)

1996



VANO T210-T211


1997



VANO T213-T214


1998



ANEXO N° 7

REPORTES DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD DE VANOS CRITICOS CON MEDICIONES DE CAMPO

1999



2000



ANEXO N° 8

PLANOS DE VANOS CON MEDICIONES DE CAMPO

2001

E-5

1

2011



ANEXO N° 9

REPORTES DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD DE VANOS CRITICOS SIN MEDICIONES DE CAMPO

2017



2018



2019



ANEXO Nº 10

PRESUPUESTO REFERENCIAL

2020



2021

capÍtulo 8 : anteproyecto plan vinculante

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