“repotenciaciÓn de la lÍnea de transmisiÓn 138 kv …

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

de Transmisión 2013 - 2022”

27/12/2012

Propuesta Definitiva

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

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

COES

VOLUMEN III

CAPÍTULO 9 : ANTEPROYECTO PLAN VINCULANTE

“REPOTENCIACIÓN DE LA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN 138 kV AGUAYTÍA -

PUCALLPA”

COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

ANTEPROYECTO: REPOTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 138 KV AGUAYTIA - PUCALLPA

INFORME FINAL

N° 9-558-5-003-B

PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. - PEPSA

Rev. Fecha Realizado Revisado Aprobado Descripción

A 15-11-2012 J.R. S.P. C.R. Revisión Interna

B 17-12-2012 J.R. S.P. C.R. Emitido para revisión del Cliente

COES - SINAC 9-558-5-003-B Anteproyecto: Repotenciación de Línea de Transmisión 138 kV Aguaytia - Pucallpa Revisión: B Informe Final Fecha: 17-12-2012

PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. i 95585003B.doc

ANTEPROYECTO: REPOTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 138 KV

AGUAYTIA - PUCALLPA

9-558-5-002-B

INFORME PRELIMINAR

ÍNDICE

PAG.

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 ..................................................11

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

10. DISEÑOS DE INGENIERÍA..................................................................................14

11. CONCLUSIONES ..................................................................................................20


PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. ii 95585003B.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

DURANTE MEDICIONES DE CAMPO ANEXO N° 6 : CÁLCULO DE TEMPERATURA DEL CONDUCTOR PARA

POTENCIA PROYECTADA DE 80 MVA ANEXO N° 7 : REPORTES DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD DE VANOS

CON MEDICIONES DE CAMPO ANEXO N° 8 : PLANOS DE VANOS CON MEDICIONES DE CAMPO ANEXO N° 9 : CUADRO DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD DE VANOS SIN

MEDICIONES DE CAMPO


PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 1 95585003B.doc

ANTEPROYECTO: REPOTENCIACION DE LA LINEA DE TRANSMISION 138 kV

AGUAYTIA - PUCALLPA

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 138 kV Pucallpa - Aguaytia.

El Anteproyecto 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 Final del Anteproyecto de Repotenciación.

Se describen los trabajos realizados en campo y gabinete, los criterios y la metodología

adoptada que determinarían las propuestas de las acciones y obras necesarias, de ser el

caso, para que la línea alcance la capacidad de transmisión de 80 MVA en régimen

continuo.



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



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 80 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 80 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 capacidad de transmisión de 80 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 eventualmente 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 138 kV.



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 Aguaytia – Pucallpa

Código L-1125

Tensión Nominal 138 kV

Empresa Propietaria ISA-PERU

Número de ternas Una (01)

Longitud total 130,5 km

Tipo de estructuras Torres A°G°. en celosía

Conductor 1 x AAAC 300 mm² / fase

Cable de Guarda 1 x EHS 50 mm²

Disposición de conductores Triangular

Año de puesta en servicio 2002

Potencia de diseño referencial 50 MVA

Aisladores Polimérico tipo composite

Número de estructuras 294

La línea de transmisión se ubica en el departamento de Ucayali. El perfil general del trazo

de la línea se muestra en el Anexo N° 1, se aprecia que la altitud del mismo varía entre

140 y 380 msnm, es decir, sin variaciones significativas.

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

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

frente a la S.E. Pucallpa.



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

Se presentarán 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 : 0ºC

• Temperatura media : 26ºC

• Temperatura máxima : 39ºC

• Presión de viento : 382.457 Pa

La temperatura máxima del conductor de 55 °C, para transmitir 50 MVA a 40°C de

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

Se aplican los mismos criterios que fueron utilizados para la distribución original de

estructuras:

• 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, condición final después de creep.

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



• Separación entre fases. Para condiciones finales después de creep

• Oscilación de aisladores tomados para conductores en condición inicial.

5.2 Hipótesis de Carga

Se establecen las diferentes combinaciones de temperaturas y velocidades de viento más

conocidas como hipótesis de estado o casos climáticos tanto para el conductor como

para el cable de guarda.

Del Conductor de fase: EDS final : 20%

Tiro máximo : 40%

Del cable de guarda: EDS final : 12%

Tiro máximo : 40%

A partir de estos datos de origen meteorológico se establecieron 5 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 : 26°C

• Presión del viento : 0 kg/m²

HIPOTESIS N° 2 : VIENTO MAXIMO

• Temperatura mínima : 0°C

• Presión del viento : 382,457 Pa (39 kg/m²)



HIPOTESIS N° 3 : TEMPERATURA MAXIMA

• Temperatura máxima : 55°C


HIPOTESIS N° 4 : TEMPERATURA MINIMA



• Espesor de hielo : 0 mm

HIPOTESIS N° 5 : OSCILACION DE CADENA


• Presión del viento : 191,23 Pa (19,5 kg/m²)

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

criterio de mantener la flecha inferior a la del conductor.

5.3 Características de Torres Metálicas

Las estructuras metálicas son para simple terna en configuración alterna con simple 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:



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 550(0º) 400(3º) 900 0 700 3º

A Anclaje

Angular

1000

(0º)

400

(40º) 1200 -200 1100 40º

T Anclaje

Angular

1500

(0º)

400

(80º) 1200 -200 1200 80º

Anclaje

Terminal - - - - - 40° (**)

(*) 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 la cadena de aisladores

(1.9 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 (35°), oscilación

media de cadena ( 50°) y de viento máximo (60°)

5.5 Cálculo Mecánico de Estructuras

En caso sea necesario intervenir las estructuras se tomará en cuenta el factor de

seguridad original, 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.

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 deberá

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



6. DISTANCIAS DE SEGURIDAD

Se resumen de las distancias de seguridad originales de la línea de 138 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 6,10 CEP

Trocha o terreno transitado por vehículos 8,10 CEP

Carretera 8,10 CEP

Ferrocarril 10,10 CEP

Campos de deporte 12,00 ISA

Terreno de difícil acceso 5,25 RELE

Ríos o canales de navegación 10,10 CEP

CONDUCTOR A :

Masa de arbolado o arbustos 3,25 VDE

Construcciones 4,10 CEP

CRUCES DE LINEAS

Con línea de comunicaciones 2,90 CEP

Con línea de distribución 2,90 CEP

Con línea de transmisión 2,30 CEP

Temperatura de conductores igual a 55 ° 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 por lo menos 0,25 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.

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 verifica la capacidad de los

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

Considerando que las líneas 138 kV en la evaluación transmitirán o 80 MVA se

comprueba que los equipos soportarán dicha cargas.

Cuadro N° 4 Equipamiento de Celdas de Salida en Subestaciones

SE Aguaytia Celda L-1125: - Seccionador de línea, con cuchilla de puesta a tierra, - Seccionador de barra, - Interruptor 138 kV - Transformador de corriente A - Trampa de onda SE Pucallpa Celda L-1125: - Seccionador de línea, con cuchilla de puesta a tierra - Seccionador de barra - Interruptor 138 kV - Transformador de corriente - Trampa de onda Celda de Barra:



- Seccionador de barra - Interruptor 138 kV (*) Datos sin valores: por confirmar

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

dichos transformadores cuenten 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.

Considerando que la línea 138 kV en la evaluación transmitirá 80 MVA (aprox. 335 A), se

comprobará que los equipos soporten dicha cargas. Los valores nominales de los

equipos actuales normalmente superan este valor y no es de esperar que se presenten

problemas; sin embargo, estos datos necesitan ser confirmados.

8. SELECCIÓN INICIAL DE VANOS CRÍTICOS

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

planillas de estructuras y los planos de ubicación (plantillado); 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 138 kV se detectan los vanos con

características de posibles vanos críticos; sin embargo, se debe tener en cuenta que los

planos mencionado muestran los conductores con la intención de representarlos 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 138 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 seleccionan 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 293 vanos, se realizaron mediciones a 15 de los 33 vanos previamente seleccionados.

9. TRABAJOS A REALIZAR EN VANOS MUESTREADOS

9.1 Trabajos de Campo

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

siguiente procedimiento:

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.

k) Se anotan los obstáculos que puedan presentar distancias 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 así 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 50 MVA

c) Diseño proyectado a 80 MVA.

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 50 MVA y a la proyectada de 80 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

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 80 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 presenta un cuadro resumen de 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.

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 138 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 AAAC 300 mm²

- Diámetro 2,261 cm

- Resistencia AC a 25°C 0,1136 Ohm/km

- Resistencia AC a 75°C 0,1327 Ohm/km

- Emisividad 0,68

- Absorción solar 0,85

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:

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

1 071-072 29.1 nublado parcial 275.90 122.32 44.3

2 083-084 35.7 nublado claro 254.23 134.16 49.4

3 085-086 27.3 despejado 272.17 171.30 47.9 4 130-131 34.8 despejado 266.04 153.00 54.7

5 131-132 36.8 nublado parcial 267.73 160.30 54.1

6 133-134 34.9 nublado claro 239.38 145.30 50.7

7 135-136 27.1 nublado parcial 240.40 126.14 34.9

8 138-139 27.6 nublado parcial 243.12 147.38 48.8



9 143-144 32.2 nublado claro 235.22 190.62 42.5

10 148-149 24.8 nublado parcial 229.30 108.94 38.7

11 151-152 32.2 despejado 228.48 152.08 57.7 12 180-181 37.8 despejado 209.87 144.16 53.5

13 183-184 35.7 nublado claro 204.62 164.05 58.0

14 215-216 31.4 nublado parcial 206.46 168.44 45.9

15 236-237 33.5 nublado parcial 198.88 185.67 55.9

(*) Basado en Registros del COES – Noviembre 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.

Los valores de corrientes se han obtenido de los registros del COES. Donde las series de

valores se hallan incompletas se aplican proyecciones de días similares bajo el criterio de

considerar valores reducidos que implican mayor distancia del conductor al terreno.

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 50 MVA y

proyectada de 80 MVA.

La temperatura en el conductor para la potencia de diseño actual de 50 MVA, se obtiene

utilizando la temperatura ambiente registrada durante las mediciones, 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

cálculo del IEEE Std. 738 – 2 006.

Para el cálculo de la temperatura del conductor se considera 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 80 MVA, se

obtiene a partir de la corriente correspondiente a dicha potencia , 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. En los casos donde la aplicación de las temperaturas ambientes y

condiciones registradas durante las mediciones produzcan menores distancias del

conductor al suelo se toman estas últimas.

A continuación se presentan los resultados

Cuadro N° 7 Resumen de Cálculo de Temperaturas del Conductor a 80 MVA

Item Vano Temperatura

Ambiente, ° C

Tipo de Atmósfera

Altitud, msnm

Corriente, A (*)

Temperatura de

Conductor, °C

1 071-072 40.0 despejado 275.90 335.0 57.8 2 083-084 40.0 despejado 254.23 335.0 61.1 3 085-086 27.3 despejado 272.17 335.0 58.6 4 130-131 34.8 despejado 266.04 335.0 65.3 5 131-132 36.8 despejado 267.73 335.0 62.6 6 133-134 40.0 despejado 239.38 335.0 60.0 7 135-136 27.1 despejado 240.40 335.0 48.4 8 138-139 27.6 despejado 243.12 335.0 60.6 9 143-144 40.0 despejado 235.22 335.0 55.5

10 148-149 24.8 despejado 229.30 335.0 52.8 11 151-152 32.20 despejado 228.48 335.0 68.9 12 180-181 37.8 despejado 209.87 335.0 62.9 13 183-184 35.7 despejado 204.62 335.0 68.1 14 215-216 40.0 despejado 206.46 335.0 60.3 15 236-237 33.5 despejado 198.88 335.0 65.2

Para el cálculo de las temperaturas del conductor a 80 MVA, la temperatura ambiente máxima no requirió ser zonificada en función de la altitud del terreno dada la poca variación de la misma.

La temperatura ambiente máxima adoptada (40°C) esta basada en publicaciones de datos de la estaciones del SENAHMI.

San Alejandro 002412, Prov. Padre Abad, Dist. Irazola Lat 8°49’49” Long 75°12’ 244 msnm (Funcionando) Neshuya – 000285. Prov. Coronel Portillo, Dist. Campo Verde Lat.8° 40’1” Long, 74°57’ 201 msnm



(No funciona) San Jorge, 000407, Prov. Coronel Portillo, Dist. Campo Verde Lat. 8° 30’1” Long, 74°52’ 180 msnm (No funciona) Pucallpa - 000449, Prov. Coronel Portillo, Dist. Callaria Lat. 8° 24’48” Long, 74°34’19” 160 msnm (Funcionando) Pucallpa - 154303, Prov. Coronel Portillo, Dist. Callaria Lat. 8° 22’1” Long, 74°32’ 120 msnm (No funciona)

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

en conductores de líneas para la potencia proyectada (80 MVA) se presentan en el Anexo

N° 6.

10.4 Distancia Crítica para Potencia de 80 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 80 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 80

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.



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 MVA y transmisión proyectada de 80 MVA.

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

flecha máxima de diseño original 50 MVA y transmisión proyectada de 80 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 determina una

temperatura de 70°C con la cuál es posible simular la flecha máxima del conductor de la

línea transmitiendo 80 MVA. 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 80 MVA. En todos los casos se aprecia que la distancia del conductor al

terreno es superior a la distancia de seguridad requerida.

En el caso particular del presente proyecto, se ha detectado que las catenarias del

conductor, mostradas en los planos de se hallan por debajo de las catenarias

proyectadas para el conductor a 70°C; es decir, la línea de transmisión existente tiene

capacidad inherente de transmisión para 80 MVA.

11. CONCLUSIONES

La línea de transmisión existente es de simple terna, conductor AAAC 300 mm², con un

cable de guarda EHS 50mm2. Las torres son de disposición alternada y de 3 tipos

(suspensión normal S, anclaje angular A y anclaje terminal T). Los aisladores son

poliméricos, tipo composite de 1.9 m de longitud.



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

inferior del lado derecho 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 (8,10m), a terreno no transitable por vehículos (6,10 m) y a

terreno de difícil acceso (5,25m).

La línea consta en total de 293 vanos, 33 vanos fueron identificados como posibles vanos

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

campo.

Como resultado de las mediciones y análisis efectuados se concluye que las distancias

del conductor existente al terreno son suficientes para transmitir 80 MVA manteniendo las

distancias de seguridad al terreno según los requerimientos del diseño original.

Se recomienda una verificación de campo de los vanos no medidos dentro de los trabajos

realizados en el presente Anteproyecto a efectos de ampliar el tamaño de la muestra de

vanos levantados y confirmar los resultados obtenidos.

Lima, 17 de Diciembre de 2012.



ANEXOS



ANEXO Nº 1 PERFIL GENERAL

LT Aguaytia - Pucallpa 138 kV

PERFIL GENERAL DEL TRAZO

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

0 20 40 60 80 100 120 140

DISTANCIA ACUMULADA, km

ALT

ITU

D, m

snm SE AGUAYTIA

SE PUCALLPA



ANEXO Nº 2 CARÁCTERÍSTICAS DE MATERIALES INSTALADOS



Línea de Transmisión 138 kV Aguaytia - Pucallpa

CARACTERÍSTICAS DE MATERIALES INSTALADOS La línea de transmisión en 138 kV Aguaytía - Pucallpa atraviesa terrenos de selva, en su mayoría ubicados entre 0 y 300 m.s.n.m. Las zonas que atraviesan las líneas no presentan contaminación; existen poblados dispersos no cruzados por las líneas. Se ha previsto el diseño de las líneas en simple terna y equipadas con un cable de guarda dada la presencia de descargas atmosféricas. Materiales principales a ser instalados: Aleación de aluminio 300 mm². Cable de guarda - Acero galvanizado 50 mm²

Estructuras - Torres metálicas en celosía

Aislamiento - Aisladores poliméricos

Conductor y varillas copperweld Los tipos de estructuras a ser empleados son los siguientes:

Tipo Utilización Angulo S Suspensión 0° - 3º A Anclaje angular-retención 0° - 40º T Anclaje angular-termina l0° - 80º

1. Conductor Activo

Presenta las siguientes características:

TABLA DE DATOS TECNICOS - CONDUCTOR AAAC 300mm2

DESCRIPCION UNIDAD

Características Generales Tipo y denominación del cable AAAC 300mm2

Fabricante Consorcio Sural-Alcave-

Cabelum País de fabricación Venezuela Normas de fabricación ASTM B 398/399 Características Dimensionales



Diámetro exterior mm 22.61 Sección nominal del conductor MCM 600.00 Número y diámetro de alambres de aleación de aluminio # / mm 37 / 3.23 Sección calculada de aleación de aluminio mm² 303.18 Características Mecánicas Peso del conductor kg/km 832 Carga de rotura mínima a la tracción kgf 9331 Módulo de elasticidad final kgf/mm² 5700 Coeficiente de dilatación lineal 10-6/°C 23 Características Eléctricas Resistencia eléctrica Ohm/km 0.1105 Coeficiente de resistividad a la temperatura de 20°C 1/°C 0.00347 Alambres de Aleación de Aluminio Resistencia a la tracción mínima kgf/mm² 32.35 Alargamiento a la rotura mínima % 3 Conductividad eléctrica a 20°C % IACS 52.5 Resistividad eléctrica a 20°C Ohm/m 0.00401

2. Cable de Guarda

Se ha instalado un (1) cable de guarda en toda la longitud de la línea.

Las características del cable son las siguientes:

TABLA DE DATOS TECNICOS - CABLE DE GUARDA EHS 50mm2

DESCRIPCION UNIDAD

Características Generales

Tipo y denominación del cable EHS 50mm2 1x7 Clase

B Fabricante CAMESA País de fabricación México Normas de fabricación ASTM A 363 Características Dimensionales Diámetro exterior mm 9.53 Sección nominal del conductor mm² 50.00 Número y diámetro de alambres de acero galvanizado # / mm 7 / 3.05 Características Mecánicas Peso del conductor kg/km 407



Carga de rotura mínima a la tracción kgf 6937 Características Eléctricas Resistencia eléctrica Ohm/km 4.52

3. Aisladores

Se utilizan aisladores Poliméricos en posición de suspensión o anclaje de las

Siguientes características:

Las características del aislador seleccionado son las siguientes:

Item Descripción Unid. Valor

1 Fabricante LAPP

2 Modelo 01K9822 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 52-3

10 Longitud total 1600

11 Longitud de arco seco mm 1395

12 Línea de fuga mm 2945

13 Carga mecánica garantizada kN 80

14 Tensión disruptiva de prueba

14.1 A frecuencia industrial

- Seco kV 465

- Húmedo (bajo lluvia) kV 415

14.2 Impulso

- Positivo kV 820

- Negativo kV 850

15 Peso neto aprox. kg 3.9

Los tipos de cadenas utilizadas son las siguientes:



• Suspensión normal tipo SN, longitud total 1,926 m

• Suspensión de cuello muerto tipo SJ, longitud total 1,911 m.

• Anclaje normal tipo AN, longitud total 2,311 m

• Anclaje con extensor tipo AE, longitud total 2961 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:

Se utilizan extensores y ensambles de suspensión de cuello muerto (también denominadas jumper o estabilizadora) en las ménsulas del lado derecho de la torres cuando el ángulo de deflexión gira a la izquierda y viceversa.

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 1

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:

S- 6 = 12, 30 m

S- 3 = 15, 30 m

S+0 = 18, 30 m

S+3 = 21, 30 m

S+6 = 24, 30 m

S+9 = 27, 30 m

A- 6 = 12, 00 m

A- 3 = 15, 00 m

A+0 = 18, 00 m

A+3 = 21, 00 m

A+6 = 24, 00 m

A+9 = 27, 00 m

T- 6 = 12, 00 m

T- 3 = 15, 00 m

T+0 = 18, 00 m

T+3 = 21, 00 m

T+6 = 24, 00 m

T+9 = 27,00 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,



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

pata +3.

Las estructuras metálicas fueron 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.



ANEXO Nº 3 RELACIÓN DE VANOS CRÍTICOS SELECCIONADOS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1 AG-PU-PP-6(49 A 59) 052 053 653,67 21224,62 -0,71 275,36 164,25 6,572 AG-PU-PP-8(69 A 80) 071 072 413,35 29093,71 -8,62 275,90 258,20 6,37 13 AG-PU-PP-9(80 A 90) 083 084 519,20 33579,86 10,99 254,23 228,42 6,41 24 AG-PU-PP-9(80 A 90) 085 086 418,34 34355,36 -33,99 272,17 129,23 6,41 35 AG-PU-PP-13(116 A 126) 124 125 427,87 51710,27 11,32 281,27 378,18 6,446 AG-PU-PP-14(125 A 135) 130 131 474,98 54271,61 1,69 266,04 402,41 6,32 47 AG-PU-PP-14(125 A 135) 131 132 457,30 54746,59 -23,61 267,73 39,26 6,24 58 AG-PU-PP-14(125 A 135) 133 134 446,91 55453,97 16,06 239,38 371,99 6,22 69 AG-PU-PP-15(135 A 144) 135 136 373,60 56427,18 1,02 240,40 296,98 6,37 710 AG-PU-PP-15(135 A 144) 136 137 385,00 56800,78 3,44 241,42 217,70 6,6111 AG-PU-PP-15(135 A 144) 138 139 288,00 57551,48 -0,33 243,12 134,84 6,24 812 AG-PU-PP-15(135 A 144) 143 144 392,75 59803,03 0,28 235,22 75,55 6,40 913 AG-PU-PP-16(144 A 153) 145 146 448,70 60681,68 -0,44 234,29 350,41 6,5514 AG-PU-PP-16(144 A 153) 146 147 454,50 61130,38 -3,74 233,85 87,67 6,6315 AG-PU-PP-16(144 A 153) 147 148 447,00 61584,88 -0,81 230,11 315,16 6,5216 AG-PU-PP-16(144 A 153) 148 149 485,45 62031,88 4,47 229,30 158,04 6,32 1017 AG-PU-PP-16(144 A 153) 151 152 501,41 63356,83 -14,02 228,48 300,27 6,13 1118 AG-PU-PP-17(153 A 162) 153 154 316,81 64282,33 -13,66 229,42 170,44 6,4519 AG-PU-PP-18(162 A 171) 164 165 402,18 69017,59 -4,94 228,37 95,49 6,5820 AG-PU-PP-20(179 A 188) 179 180 384,39 76291,86 0,04 209,83 254,64 6,59

Elevacion, m.s.n.m.

Distacia al punto critico,

m

Distancia conductor -

punto crítico, mItem

RELACION DE VANOS CRITICOS SELECCIONADOS

Medicion muestral N°Plano N° Torre

anterior NºTorre

posterior N° Vano adelante, m Acumulada, m Desnivel, m

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Elevacion, m.s.n.m.

Distacia al punto critico,

m

Distancia conductor -

punto crítico, mItem

RELACION DE VANOS CRITICOS SELECCIONADOS

Medicion muestral N°Plano N° Torre

anterior NºTorre

posterior N° Vano adelante, m Acumulada, m Desnivel, m

21 AG-PU-PP-20(179 A 188) 180 181 436,51 76676,25 1,34 209,87 81,93 6,31 1222 AG-PU-PP-20(179 A 188) 183 184 420,43 78138,83 -5,40 204,62 195,00 6,10 1323 AG-PU-PP-20(179 A 188) 184 185 342,00 78559,26 5,61 199,22 243,98 6,6924 AG-PU-PP-21(188 A 197) 189 190 340,70 80757,06 1,12 201,21 280,74 6,4625 AG-PU-PP-21(188 A 197) 196 197 338,60 83948,96 0,12 200,78 168,27 6,4726 AG-PU-PP-23(205 A 215) 206 207 371,40 88585,86 -8,01 196,19 175,51 6,6627 AG-PU-PP-23(205 A 215) 213 214 388,20 91489,66 -1,18 200,63 285,77 6,6328 AG-PU-PP-23(205 A 215) 215 216 432,90 92286,96 0,16 206,46 338,33 6,35 1429 AG-PU-PP-23(205 A 215) 216 217 369,30 92719,86 3,69 206,62 231,10 6,5930 AG-PU-PP-23(205 A 215) 218 219 430,25 93520,46 1,76 211,75 165,86 6,4631 AG-PU-PP-23(205 A 215) 221 222 461,16 94906,46 0,24 216,36 315,80 6,2632 AG-PU-PP-26(232 A 241) 236 237 350,98 102030,05 5,99 198,88 103,44 6,30 1533 AG-PU-PP-26(232 A 241) 266 267 507,93 116525,19 -1,23 149,98 289,06 6,70

Notas12 Distancia teórica del conductor 55 º C a punto crítico de acuerdo a planos de perfil recibidos.



ANEXO Nº 4 RESULTADOS DE TRABAJOS DE CAMPO

1 236‐237 07/11/2012 10:22 0,20 33,5 Soleado, parcialmente cubierto2 215‐216 07/11/2012 13:50 5,20 31,4 Cubierto, lluvioso, poco tránsito3 183‐184 08/11/2012 10:46 0,20 35,7 Soleado, tránsito no frecuente4 180‐181 08/11/2012 14:33 0,30 37,8 Soleado, trocha carrozable, poco transitado5 130‐131 10/11/2012 10:07 0,20 34,8 Soleado, algunos caminos, tránsito no frecuente6 131‐132 10/11/2012 11:05 0,40 36,8 Soleado, trochas poco transitadas7 133‐134 10/11/2012 14:02 3,50 34,9 Parcialmente cubierto, loma poco transitada8 135‐136 16/11/2012 6:34 0,00 27,1 Cubierto, loma tránsitada por pastores y campesinos9 138‐139 16/11/2012 8:00 0,10 27,6 Parcialmente cubierto, viviendas, camino rural, peatones10 143‐144 16/11/2012 10:26 1,60 32,2 Soleado, parcialmente cubierto, poco transitado11 148‐149 17/11/2012 6:50 0,10 24,8 Cubierto, zona de pastoreo, poco tránsito, no hay caminos12 151‐152 17/11/2012 9:45 0,00 32,2 Soleado, cubierto parcialmente, trochas poco transitadas13 071‐072 18/11/2012 8:18 0,20 29,1 Soleado, trochas transitadas por agricultores14 083‐084 18/11/2012 10:28 0,60 35,7 Soleado, parcialmente cubierto, zona de cultivo, poco transitada15 085‐086 19/11/2012 15:07 0,00 27,3 Cubierto, zona poco transitada, trocha, camino de vacas

Promedios obtenidos en mediciones de campo

OBSERVACIONESN° VANO FECHA HORA VIENTO (m/s) TEMP (C°)

Nº 01

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

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

13 T.071 T.072 413,35 258,2 Terreno 6,47 Accesible No transitable 18/11/2012 8:18 29,1 0,20 despejado

Soleado, trochas transitadas por agricultores

COMENTARIOS Y OBSERVACIONES

DATOS DE CAMPO

VANO PUNTO CRITICO TRANSITO

Nº 02




Soleado, parcialmente cubierto, zona de cultivo, poco transitada


DATOS DE CAMPO


Nº 03



15 T.085 T.086 418,34 129,23 Terreno 6,41 Accesible No transitable 19/11/2012 15:07 27,3 0,00 cubierto

Cubierto, zona poco transitada, trocha, camino de vacas


DATOS DE CAMPO


Nº 04




Soleado, algunos caminos, tránsito no frecuente


DATOS DE CAMPO


Nº 05




Soleado, trochas poco transitadas


DATOS DE CAMPO


Nº 06




Parcialmente cubierto, loma poco transitada


DATOS DE CAMPO


Nº 07




Cubierto, loma tránsitada por pastores y campesinos


DATOS DE CAMPO


Nº 08



9 T.138 T.139 288 134,84 Terreno 6,24 Accesible No transitable 16/11/2012 8:00 27,6 0,10 despejado

Parcialmente cubierto, viviendas, camino rural, peatones


DATOS DE CAMPO


Nº 09




Soleado, parcialmente cubierto, poco transitado


DATOS DE CAMPO


Nº 10




Cubierto, zona de pastoreo, poco tránsito, no hay caminos


DATOS DE CAMPO


Nº 11




Soleado, cubierto parcialmente, trochas poco transitadas


DATOS DE CAMPO


Nº 12



4 T.180 T.181 436,51 81,93 Terreno 6,31 Accesible Accesible 08/11/2012 14:33 37,8 0,30 despejado

Soleado, trocha carrozable, poco transitado


DATOS DE CAMPO


Nº 13



3 T.183 T.184 420,43 195 Terreno 6,1 Accesible No transitable 08/11/2012 10:46 35,7 0,20 despejado

Soleado, tránsito no frecuente


DATOS DE CAMPO


Nº14




Cubierto, lluvioso, poco tránsito


DATOS DE CAMPO


Nº15




Soleado, parcialmente cubierto


DATOS DE CAMPO




ANEXO Nº 5 CALCULO DE TEMPERATURA DEL CONDUCTOR DURANTE

MEDICIONES DE CAMPO

ANEXO 5TEMPERATURA DEL CONDUCTOR DURANTE MEDICIONES

PAG. 1 DE 30

N° 01 071-072

IEEE Std. 738-2006 method of calculation

Air temperature is 29.10 (deg C)Wind speed is 0.20 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 276 (m)Conductor bearing is 68 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 8.3 hours (solar altitude is 35 deg. and solar azimuth is 109 deg.)Conductor latitude is -8.9 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 324 (corresponds to Noviembre 18 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating)

Conductor description: AAAC 300mm2 37x 3.23.mmConductor diameter is 2.261 (cm)Conductor resistance is 0.1136 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.1327 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)Emissivity is 0.68 and solar absorptivity is 0.85

Solar heat input is 13.634 (Watt/m)Radiation cooling is 4.961 (Watt/m)Convective cooling is 10.478 (Watt/m)

Given a constant current of 122.3 amperes,The conductor temperature is 44.3 (deg C)


PAG. 2 DE 30


PAG. 3 DE 30

N° 02 083-084







PAG. 4 DE 30


PAG. 5 DE 30

N° 03 085-086


Air temperature is 27.30 (deg C)Wind speed is 0.04 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 272 (m)Conductor bearing is 82 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 15.12 hours (solar altitude is 43 deg. and solar azimuth is -110 deg.)Conductor latitude is -8.8 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 324 (corresponds to November 19 in year 2012) (user specified day, maynot be day producing maximum solar heating)





PAG. 6 DE 30


PAG. 7 DE 30

N° 04 130-131







PAG. 8 DE 30


PAG. 9 DE 30

N° 05 131-132







PAG. 10 DE 30


PAG. 11 DE 30

N° 06 133-134







PAG. 12 DE 30


PAG. 13 DE 30

N° 07 135-136







PAG. 14 DE 30


PAG. 15 DE 30

N° 08 138-139


Air temperature is 27.60 (deg C)Wind speed is 0.10 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 243 (m)Conductor bearing is 50 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 8 hours (solar altitude is 31 deg. and solar azimuth is 108 deg.)Conductor latitude is -8.8 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 321 (corresponds to Noviembre 16 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating)





PAG. 16 DE 30


PAG. 17 DE 30

N° 09 143-144







PAG. 18 DE 30


PAG. 19 DE 30

N° 10 148-149







PAG. 20 DE 30


PAG. 21 DE 30

N° 11 151-152


Air temperature is 32.20 (deg C)Wind speed is 0.04 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 228 (m)Conductor bearing is 50 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 9.75 hours (solar altitude is 56 deg. and solar azimuth is 112 deg.)Conductor latitude is -8.8 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 322 (corresponds to November 17 in year 2012) (user specified day, maynot be day producing maximum solar heating)





PAG. 22 DE 30


PAG. 23 DE 30

N° 12 180-181


Air temperature is 37.80 (deg C)Wind speed is 0.30 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 210 (m)Conductor bearing is 42 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 14.55 hours (solar altitude is 52 deg. and solar azimuth is -108 deg.)Conductor latitude is -8.7 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 313 (corresponds to Noviembre 8 in year 2012) (user specified day, maynot be day producing maximum solar heating)





PAG. 24 DE 30


PAG. 25 DE 30

N° 13 183-184


Air temperature is 35.70 (deg C)Wind speed is 0.20 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 205 (m)Conductor bearing is 42 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 10.77 hours (solar altitude is 70 deg. and solar azimuth is 118 deg.)Conductor latitude is -8.7 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 313 (corresponds to November 8 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating)





PAG. 26 DE 30


PAG. 27 DE 30

N° 14 215-216







PAG. 28 DE 30


PAG. 29 DE 30

N° 15 236-237


Air temperature is 33.50 (deg C)Wind speed is 0.20 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 199 (m)Conductor bearing is 64 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 10.37 hours (solar altitude is 65 deg. and solar azimuth is 113 deg.)Conductor latitude is -8.5 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 312 (corresponds to Noviembre 7 in year 2012) (user specified day, maynot be day producing maximum solar heating)





PAG. 30 DE 30



ANEXO Nº 6 CALCULO DE TEMPERATURA DEL CONDUCTOR PARA

POTENCIA PROYECTADA DE 80 MVA

ANEXO 6TEMPERATURA DEL CONDUCTOR PARA POTENCIA PROYECT. DE 80 MVA

PAG. 1 DE 29

N° 01 071-072







PAG. 2 DE 29


PAG. 3 DE 29

N° 02 083-084







PAG. 4 DE 29


PAG. 5 DE 29

N° 03 085-086







PAG. 6 DE 29


PAG. 7 DE 29

N° 04 130-131







PAG. 8 DE 29


PAG. 9 DE 29

N° 05 131-132







PAG. 10 DE 29


PAG. 11 DE 29

N° 06 133-134


Air temperature is 40.00 (deg C)Wind speed is 0.61 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 239 (m)Conductor bearing is 89 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 14.03 hours (solar altitude is 59 deg. and solar azimuth is -111 deg.)Conductor latitude is -8.8 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 315 (corresponds to November 10 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating)





PAG. 12 DE 29


PAG. 13 DE 29

N° 07 135-136







PAG. 14 DE 29


PAG. 15 DE 29

N° 08 138-139


Air temperature is 27.60 (deg C)Wind speed is 0.10 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 243 (m)Conductor bearing is 50 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 8 hours (solar altitude is 31 deg. and solar azimuth is 108 deg.)Conductor latitude is -8.8 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 321 (corresponds to Noviembre 16 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating)





PAG. 16 DE 29


PAG. 17 DE 29

N° 09 143-144







PAG. 18 DE 29


PAG. 19 DE 29

N° 10 148-149







PAG. 20 DE 29


PAG. 21 DE 29

N° 11 151-152


Air temperature is 32.20 (deg C)Wind speed is 0.04 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 228 (m)Conductor bearing is 50 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 9.75 hours (solar altitude is 56 deg. and solar azimuth is 112 deg.)Conductor latitude is -8.8 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 322 (corresponds to November 17 in year 2012) (user specified day, maynot be day producing maximum solar heating)





PAG. 22 DE 29


PAG. 23 DE 29

N° 12 180-181







PAG. 24 DE 29


PAG. 25 DE 29

N° 13 183-184


Air temperature is 35.70 (deg C)Wind speed is 0.20 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 205 (m)Conductor bearing is 42 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 10.77 hours (solar altitude is 70 deg. and solar azimuth is 118 deg.)Conductor latitude is -8.7 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 313 (corresponds to November 8 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating)





PAG. 26 DE 29


PAG. 27 DE 29

N° 14 215-216


Air temperature is 40.00 (deg C)Wind speed is 0.60 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 206 (m)Conductor bearing is 56 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 13.83 hours (solar altitude is 62 deg. and solar azimuth is -111 deg.)Conductor latitude is -8.6 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 312 (corresponds to Noviembre 7 in year 2012) (user specified day, may not be day producing maximum solar heating)





PAG. 28 DE 29


PAG. 29 DE 29

N° 15 236-237


Air temperature is 33.50 (deg C)Wind speed is 0.20 (m/s)Angle between wind and conductor is 90 (deg)Conductor elevation above sea level is 199 (m)Conductor bearing is 64 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating)Sun time is 10.37 hours (solar altitude is 65 deg. and solar azimuth is 113 deg.)Conductor latitude is -8.5 (deg)Atmosphere is CLEARDay of year is 312 (corresponds to Noviembre 7 in year 2012) (user specified day, maynot be day producing maximum solar heating)






ANEXO Nº 7 REPORTES DE DISTANCIA DE SEGURIDAD DE VANOS CON

MEDICIONES DE CAMPO

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

MEDIDO EN CAMPO 50 MVA 80 MVA

1 071 072 413,35 262,47 3,41 7,3 7,1 6,6 6,1 cumple2 083 084 519,20 227,86 3,63 9,8 9,6 8,8 6,1 cumple3 085 086 418,34 125,26 3,57 9,2 9,1 8,7 6,1 cumple4 130 131 474,98 402,79 3,66 8,5 8,4 8,1 6,1 cumple5 131 132 457,30 35,36 3,29 10 9,9 9,8 6,1 cumple6 133 134 446,91 372,31 3,14 8,6 8,5 8,3 6,1 cumple7 135 136 373,60 296,67 3,63 7,6 7,5 7,1 6,1 cumple8 138 139 288,00 136,45 3,62 7,7 7,6 7,4 6,1 cumple9 143 144 392,75 75,24 3,68 7,7 7,7 7,3 6,1 cumple10 148 149 485,45 161,98 3,44 10,4 10,1 9,5 6,1 cumple11 151 152 501,41 295,12 0 8,1 8 7,4 6,1 cumple12 180 181 436,51 136,45 3,62 7,7 7,6 7,4 6,1 cumple13 183 184 420,43 190,09 0 8,6 8,5 8,1 6,1 cumple14 215 216 432,90 338,33 0 8,9 8,9 8,3 6,1 cumple15 236 237 350,98 225,37 3,47 8,5 8,5 8,2 6,1 cumple

NOTA:4 Longitudes de vanos de planillas. Presentan diferencias no significativas con las medidas en campo que se muestran en los planos5 ESTACION distancia medida desde el centro de la torre ANTERIOR de referencia al punto crítico en la dirección del eje de la línea6 OFFSET distancia de un punto topográfico a el eje de la línea. Lado derecho (izquierdo) : valor positivo (negativo.

7,8,9 Valores redondeados a 0.1 m

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

DISTANCIA ENTRE CONDUCTOR Y TERRENO O CRUCE

Nº TORRE ANT.

TORRE POST. VANO (m) ESTACION

(m) OFSET (m)

DIST. VERTICAL

REQUERIDA (m)

OBSERVACIONES



ANEXO Nº 8 PLANOS DE VANOS CON MEDICIONES DE CAMPO

206.

59-2

.43

11.1

8

206.

75-1

3.61

15.6

5

207.

02-2

9.26

17.6

3

206.

66-4

6.89

18.4

1

206.

23-6

5.30

14.2

0

205.

26-7

9.50

18.2

6

203.

98-9

7.76

8.14

203.

45-1

05.9

015

.34

204.

86-1

21.2

415

.49

203.

70-1

36.7

316

.08

203.

88-1

52.8

115

.96

203.

06-1

68.7

720

.91

202.

90-1

89.6

811

.07

202.

17-2

00.7

514

.98

201.

55-2

15.7

321

.68

200.

29-2

37.4

17.

26

198.

00-2

44.6

79.

35

200.

10-2

54.0

219

.62

201.

29-2

73.6

417

.91

202.

12-2

91.5

516

.48

202.

85-3

08.0

313

.98

203.

74-3

22.0

111

.74

204.

52-3

33.7

54.

58

205.

02-3

44.0

99.

01

205.

34-3

53.1

014

.16

206.

01-3

67.2

610

.49

206.

23-3

77.7

514

.28

206.

16-3

92.0

317

.71

206.

48-4

09.7

414

.94

206.

60-4

24.6

88.

26

190

200

210

220

230

240

250

190

200

210

220

230

240

250

T-215 TIPO S+3

T-216 TIPO A-6

432.94

215 216

Escala Horizontal

Escala Vertical4.0 m

16.0 m

204.

620.

004.

93

204.

70-4

.93

14.7

4

204.

13-1

9.67

20.4

6

203.

67-4

0.13

17.9

4

203.

35-5

8.07

17.8

6

203.

13-7

5.93

15.5

2

203.

48-9

1.45

15.0

1

204.

01-1

06.4

615

.28

205.

17-1

21.7

418

.63

206.

12-1

40.3

711

.29

206.

28-1

51.6

67.

13

206.

21-1

58.7

96.

17

206.

11-1

64.9

66.

18

205.

90-1

71.1

47.

18

205.

48-1

78.3

211

.77

204.

82-1

90.0

916

.03

203.

77-2

06.1

216

.75

202.

89-2

22.8

718

.20

202.

13-2

41.0

713

.62

201.

42-2

54.6

916

.41

200.

16-2

71.1

014

.65

198.

35-2

85.7

510

.00

196.

50-2

95.7

59.

24

196.

50-3

04.9

910

.00

197.

50-3

14.9

911

.94

198.

09-3

26.9

315

.80

198.

98-3

42.7

318

.46

199.

91-3

61.1

920

.59

199.

82-3

81.7

820

.04

199.

62-4

01.8

218

.51

190

200

210

220

230

240

250

190

200

210

220

230

240

250

T-183 TIPO S+9

T-184 TIPO S-6

421.59

183 184

PERFIL DERECHOPERFIL IZQUIERDO

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Escala Horizontal


12.0 m

211.

28-0

.93

8.48

211.

17-9

.41

6.70

210.

89-1

6.11

11.5

0

211.

20-2

7.61

12.0

4

211.

10-3

9.65

11.8

4

210.

91-5

1.49

12.9

3

210.

73-6

4.42

17.5

1

210.

03-8

3.03

4.33

209.

66-8

7.37

4.01

209.

31-9

1.58

21.1

2

207.

73-1

12.7

020

.76

205.

58-1

33.4

616

.24

202.

62-1

49.7

010

.17

202.

29-1

59.8

712

.96

201.

19-1

72.8

37.

00

200.

00-1

79.8

310

.67

200.

00-1

90.5

012

.40

201.

30-2

02.9

020

.60

198.

00-2

23.5

09.

75

198.

80-2

33.2

510

.69

200.

52-2

43.9

416

.18

203.

32-2

60.1

29.

66

205.

54-2

69.7

812

.66

207.

39-2

82.4

49.

79

208.

32-2

92.2

37.

36

209.

34-2

99.5

913

.98

210.

16-3

13.5

716

.01

210.

91-3

29.5

810

.74

211.

26-3

40.3

214

.61

211.

40-3

54.9

310

.59

211.

73-3

65.5

213

.68

211.

47-3

79.2

018

.45

210.

73-3

97.6

515

.54

211.

09-4

13.1

922

.72

190

200

210

220

230

240

250

190

200

210

220

230

240

250

T-180 TIPO A-6

T-181TIPO S+3

435.91

180 181

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Escala Horizontal


16.0 m

228.

480.

0011

.76

227.

70-1

1.76

20.1

8

225.

27-3

1.94

17.2

5

224.

92-4

9.19

15.2

9

226.

61-6

4.48

15.5

5

227.

55-8

0.03

25.2

8

227.

32-1

05.3

18.

27

226.

52-1

13.5

816

.34

224.

23-1

29.9

225

.75

221.

10-1

55.6

721

.51

218.

69-1

77.1

834

.09

213.

77-2

11.2

710

.75

216.

00-2

22.0

29.

33

216.

62-2

31.3

59.

52

216.

89-2

40.8

711

.72

217.

96-2

52.5

915

.67

218.

12-2

68.2

614

.11

219.

39-2

82.3

712

.75

219.

42-2

95.1

25.

1521

9.31

-300

.27

16.0

3

218.

64-3

16.3

012

.63

218.

08-3

28.9

312

.44

217.

58-3

41.3

750

.14

211.

89-3

91.5

164

.69

209.

38-4

56.2

06.

67

208.

35-4

62.8

78.

24

208.

89-4

71.1

129

.79

200

210

220

230

240

250

260

270

280

200

210

220

230

240

250

260

270

280

T-151 TIPO S+6

T-152 TIPO S+0

500.94

151 152

Escala Horizontal


16.0 m

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

229.

300.

0013

.22

229.

29-1

3.22

19.7

9

230.

77-3

3.01

4.00

230.

77-3

7.01

6.36

229.

77-4

3.37

20.1

5

230.

34-6

3.52

20.5

5

231.

14-8

4.07

22.1

9

231.

68-1

06.2

616

.89

231.

80-1

23.1

520

.71

231.

42-1

43.8

614

.18

231.

01-1

58.0

412

.46

230.

17-1

70.5

015

.34

228.

18-1

85.8

49.

75

226.

50-1

95.5

916

.28

223.

95-2

11.8

713

.55

223.

11-2

25.4

210

.72

221.

61-2

36.1

415

.60

219.

65-2

51.7

413

.03

222.

14-2

64.7

710

.43

224.

54-2

75.2

014

.62

227.

41-2

89.8

216

.03

229.

31-3

05.8

519

.21

230.

16-3

25.0

612

.56

229.

29-3

37.6

211

.40

228.

30-3

49.0

224

.65

222.

24-3

73.6

77.

95

219.

13-3

81.6

219

.02

221.

36-4

00.6

418

.51

224.

04-4

19.1

513

.90

225.

57-4

33.0

515

.14

228.

65-4

48.1

917

.59

231.

73-4

65.7

817

.46

210

220

230

240

250

260

270

210

220

230

240

250

260

270

T-148 TIPO S+6

T-149 TIPO S+0

485.58

148 149

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Escala Horizontal


16.0 m

235.

2259

803.

0310

.71

235.

31-1

0.71

14.7

3

235.

11-2

5.44

19.5

4

235.

23-4

4.98

30.5

7

234.

58-7

5.55

13.3

4

233.

11-8

8.89

19.6

5

230.

72-1

08.5

414

.38

228.

11-1

22.9

221

.37

224.

80-1

44.2

912

.93

224.

11-1

57.2

214

.46

224.

90-1

71.6

85.

90

224.

90-1

77.5

832

.67

225.

93-2

10.2

533

.91

226.

94-2

44.1

69.

38

228.

14-2

53.5

423

.00

231.

02-2

76.5

413

.31

232.

33-2

89.8

516

.71

233.

52-3

06.5

617

.81

234.

71-3

24.3

725

.46

235.

49-3

49.8

33.

1323

5.49

-352

.96

15.8

5

235.

50-3

68.8

122

.60

220

230

240

250

260

270

280

220

230

240

250

260

270

280

T-143 TIPO S-6

T-144 TIPO S-3

392.84

143 144

Escala Horizontal


12.0 m

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

243.

12-0

.70

19.0

8

242.

46-1

9.78

12.8

7

241.

72-3

2.65

26.5

4

243.

58-5

9.19

5.47

242.

08-6

4.66

15.1

9

243.

07-7

9.85

18.0

0

242.

71-9

7.85

4.00

241.

71-1

01.8

52.

8824

2.71

-104

.73

13.4

7

242.

49-1

18.2

07.

16

241.

83-1

25.3

69.

88

242.

31-1

39.6

22.

2924

1.52

-141

.91

2.92

241.

20-1

44.8

32.

8624

0.83

-147

.70

2.24

240.

35-1

49.9

32.

6324

0.26

-152

.56

3.53

240.

22-1

56.0

917

.23

237.

69-1

73.3

232

.24

241.

41-2

05.5

619

.90

242.

19-2

25.4

620

.49

242.

55-2

45.9

517

.14

242.

73-2

63.0

924

.97

230

240

250

260

270

230

240

250

260

270

T-138 TIPO A-6 T-139

TIPO S-6

288.06

PI 0.00-38°42'36"

138 139CAM

INO CARRO

ZABLE

PERFIL DERECHO

Escala Horizontal


10.0 m

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

240.

400.

009.

60

239.

57-9

.60

18.7

4

236.

69-2

8.34

23.9

2

234.

20-5

2.26

20.8

8

232.

21-7

3.14

14.1

9

231.

39-8

7.33

13.1

1

232.

96-1

00.4

420

.16

234.

10-1

20.6

017

.06

232.

82-1

37.6

68.

52

231.

17-1

46.1

835

.55

230.

38-1

81.7

314

.70

231.

24-1

96.4

320

.04

234.

92-2

16.4

716

.32

237.

41-2

32.7

919

.74

238.

94-2

52.5

325

.86

241.

16-2

78.3

923

.74

243.

12-3

02.1

319

.81

243.

41-3

21.9

44.

86

243.

50-3

26.8

014

.31

243.

20-3

41.1

124

.55

241.

80-3

65.6

67.

76

230

240

250

260

270

230

240

250

260

270

T-135 TIPO S-6

T-136 TIPO S-3

373.42

135 136

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Escala Horizontal


12.0 m

239.

380.

005.

4823

7.38

-5.4

818

.63

227.

38-2

4.11

10.0

5

229.

28-3

4.16

7.86

232.

77-4

2.02

11.7

5

231.

72-5

3.77

11.0

5

227.

57-6

4.82

6.55

230.

57-7

1.37

7.87

231.

41-7

9.24

9.81

234.

65-8

9.05

8.69

232.

65-9

7.74

12.0

0

230.

31-1

09.7

47.

39

232.

31-1

17.1

316

.02

236.

50-1

33.1

513

.56

238.

58-1

46.7

115

.14

240.

00-1

61.8

516

.84

239.

52-1

78.6

928

.49

239.

00-2

07.1

831

.57

238.

73-2

38.7

516

.35

236.

59-2

55.1

011

.67

232.

60-2

66.7

715

.68

232.

58-2

82.4

511

.18

235.

38-2

93.6

330

.86

235.

16-3

24.4

97.

64

239.

22-3

32.1

37.

32

242.

32-3

39.4

519

.82

249.

69-3

59.2

79.

40

253.

25-3

71.9

912

.94

251.

70-3

84.9

318

.02

250.

33-4

02.9

511

.43

253.

53-4

14.3

88.

40

253.

19-4

22.7

818

.04

254.

54-4

40.8

26.

09

220

230

240

250

260

270

280

290

300

220

230

240

250

260

270

280

290

300

T-133 TIPO S-3

T-134 TIPO S-3

447.32

133 134

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Escala Horizontal


16.0 m

Escala Horizontal


16.0 m

266.

63-0

.00

17.8

2

266.

75-1

7.82

13.0

7

269.

90-3

0.89

8.37

270.

99-3

9.26

7.49

268.

95-4

6.75

19.1

8

260.

65-6

5.93

10.6

5

257.

06-7

9.25

7.83

255.

79-8

7.08

9.89

254.

05-9

6.97

8.18

252.

79-1

05.1

513

.05

254.

99-1

18.2

016

.73

255.

18-1

34.9

313

.88

252.

07-1

48.8

116

.06

249.

53-1

64.8

711

.39

248.

06-1

76.2

615

.32

246.

76-1

91.5

816

.73

245.

02-2

08.3

115

.89

244.

23-2

24.2

012

.88

242.

22-2

37.0

827

.09

238.

81-2

64.1

77.

02

238.

38-2

71.1

98.

04

237.

26-2

79.2

37.

95

236.

18-2

87.1

87.

00

233.

00-2

94.1

87.

65

236.

86-3

01.8

39.

21

237.

02-3

11.0

414

.02

236.

56-3

25.0

614

.63

238.

13-3

39.6

923

.48

238.

02-3

63.1

730

.08

237.

84-3

93.2

520

.73

241.

01-4

13.9

810

.14

246.

20-4

27.2

97.

21

246.

01-4

34.5

012

.32

244.

63-4

46.8

210

.53

230

240

250

260

270

280

290

300

310

230

240

250

260

270

280

290

300

310

T-131 TIPO S+0

T-132 TIPO S-6

457.35

131 132

266.

040.

0015

.16

261.

69-1

5.16

12.7

4

256.

59-2

7.90

12.6

4

247.

00-4

0.54

13.5

4

251.

15-5

4.08

11.2

6

256.

33-6

5.34

13.7

2

254.

94-7

9.06

25.9

4

252.

91-1

05.0

018

.56

251.

45-1

23.5

613

.26

251.

24-1

36.8

211

.91

250.

10-1

48.7

311

.81

244.

00-1

60.5

412

.87

250.

75-1

73.4

17.

16

254.

46-1

80.5

78.

13

252.

08-1

88.7

029

.84

237.

00-2

18.5

437

.70

248.

18-2

56.2

423

.19

250.

60-2

79.4

322

.31

250.

88-3

01.7

418

.77

250.

89-3

20.5

18.

00

244.

00-3

28.5

110

.64

251.

20-3

39.1

59.

22

252.

86-3

48.3

720

.42

256.

52-3

68.7

921

.88

265.

01-3

90.6

711

.74

268.

80-4

02.4

19.

41

268.

22-4

11.8

219

.43

266.

71-4

31.2

515

.46

264.

75-4

46.7

14.

9626

5.75

-451

.67

22.1

2

230

240

250

260

270

280

290

300

310

230

240

250

260

270

280

290

300

310

475.17

130 131

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Escala Horizontal


16.0 m

T-130 TIPO S-6

T-131 TIPO S+0

272.

170.

009.

88

269.

06-9

.88

31.1

7

258.

00-4

1.05

36.7

9

253.

32-7

7.84

32.2

2

255.

29-1

10.0

65.

2325

5.79

-115

.29

9.94

257.

19-1

25.2

34.

0025

7.58

-130

.68

3.58

255.

33-1

34.2

610

.30

250.

43-1

44.5

611

.86

246.

43-1

56.4

26.

00

246.

43-1

62.4

26.

07

244.

74-1

68.4

99.

07

240.

93-1

77.5

629

.65

232.

20-2

07.2

115

.41

227.

44-2

22.6

215

.18

227.

21-2

37.8

022

.17

231.

70-2

59.9

717

.33

225.

80-2

77.3

018

.66

230.

30-2

95.9

610

.43

235.

71-3

06.3

96.

04

238.

71-3

12.4

323

.77

229.

70-3

36.2

023

.03

234.

23-3

59.2

311

.52

236.

35-3

70.7

518

.05

237.

46-3

88.8

017

.23

238.

80-4

06.0

310

.37

220

230

240

250

260

270

280

290

300

220

230

240

250

260

270

280

290

300T-85 TIPO S-3

T-86TIPO A-6

416.40

85 86

Elevación

Estación

Elevación

Estación

Distancia ParcialDistancia Parcial

Escala Horizontal


16.0 m

Elevación

Estación

254.

2333

579.

866.

00

252.

2633

585.

867.

11

244.

7533

592.

9712

.12

245.

9533

605.

0910

.72

243.

2933

615.

8127

.47

242.

8933

643.

2828

.37

241.

9633

671.

6529

.34

240.

8833

700.

9911

.91

244.

9033

712.

908.

99

246.

4933

721.

8913

.24

248.

3333

735.

1312

.17

249.

0133

747.

309.

06

249.

0233

756.

3621

.67

245.

3133

778.

036.

33

244.

8133

784.

3613

.30

250.

4133

797.

6610

.62

251.

3233

808.

288.

46

250.

6433

816.

746.

35

246.

7233

823.

0912

.51

240.

4733

835.

609.

47

238.

7433

845.

0717

.33

240.

6133

862.

4016

.59

240.

3733

878.

9936

.76

240.

9033

915.

7536

.24

241.

5033

951.

9939

.98

243.

2333

991.

9711

.46

245.

7634

003.

4320

.05

251.

5234

023.

4813

.09

254.

7134

036.

5713

.23

258.

1034

049.

809.

69

259.

9334

059.

4910

.71

261.

5434

070.

2011

.06

262.

5934

081.

2611

.78

262.

7234

093.

046.

00

230

240

250

260

270

280

290

230

240

250

260

270

280

290

519.25

83 84

Escala Horizontal


16.0 m

Elevación

Estación

Distancia Parcial

T-83TIPO S+6 T-84

TIPO S-6

275.

900.

0016

.93

278.

07-1

6.93

17.0

0

280.

79-3

3.93

4.54

279.

16-3

8.47

18.9

6

268.

63-5

7.43

19.3

8

258.

96-7

6.81

13.0

4

257.

81-8

9.85

37.9

7

252.

22-1

27.8

231

.08

256.

90-1

58.9

031

.92

261.

27-1

90.8

226

.54

262.

62-2

17.3

615

.39

264.

08-2

32.7

511

.05

264.

67-2

43.8

014

.40

270.

92-2

60.3

86.

13

270.

23-2

66.5

115

.98

266.

65-2

82.4

913

.30

265.

99-2

95.7

915

.71

264.

40-3

11.5

011

.97

265.

07-3

23.4

735

.37

263.

20-3

58.8

412

.20

265.

89-3

71.0

418

.48

267.

32-3

89.5

211

.25

268.

00-4

00.7

72.

9826

8.55

-403

.75

6.00

267.

55-4

09.7

53.

11

250

260

270

280

290

300

310

250

260

270

280

290

300

310

T-71 TIPO S+0

T-72 TIPO S+0

412.86

71 72

Escala Horizontal


12.0 m

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial

198.

880.

005.

60

198.

79-5

.60

17.2

5

198.

38-2

2.85

13.4

9

199.

21-3

6.34

21.3

1

199.

68-5

7.65

15.2

5

200.

21-7

2.90

17.9

5

200.

38-9

0.85

12.5

9

200.

57-1

03.4

427

.51

200.

06-1

30.9

518

.45

200.

09-1

49.4

020

.99

200.

52-1

70.3

917

.25

201.

58-1

87.6

411

.99

202.

76-1

99.6

312

.92

203.

49-2

12.5

518

.60

204.

04-2

31.1

518

.68

204.

47-2

49.8

315

.82

204.

40-2

65.6

58.

28

204.

79-2

73.9

313

.10

204.

73-2

87.0

317

.24

204.

82-3

04.2

713

.46

204.

82-3

17.7

319

.31

205.

01-3

37.0

413

.85

190

200

210

220

230

240

190

200

210

220

230

240

T-236 TIPO S-6

T-237 TIPO S+0

350.89

236 237

Escala Horizontal


12.0 m

Elevación

Estación

Distancia Parcial

Elevación

Estación

Distancia Parcial



ANEXO Nº 9 CUADRO DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD DE VANOS SIN

MEDICIONES DE CAMPO

1 2 3 4 5 6 7 8 9

50 MVA 80 MVA

1 052 053 653,67 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple2 124 125 427,87 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple3 136 137 385,00 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple4 145 146 448,70 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple5 146 147 454,50 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple6 147 148 447,00 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple7 153 154 316,81 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple8 164 165 402,18 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple9 179 180 384,39 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple10 184 185 342,00 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple11 189 190 340,70 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple12 196 197 338,60 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple13 206 207 371,40 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple14 213 214 388,20 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple15 216 217 369,30 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple16 218 219 430,25 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple17 221 222 461,16 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple18 266 267 507,93 todo punto > 6.1 > 6.1 6,1 cumple

NOTA:4 Longitudes de vanos de planillas.5 ESTACION distancia medida desde el centro de la torre ANTERIOR de referencia al punto crítico en la dirección del eje de la línea

6,7 Valores redondeados a 0.1 m

DISTANCIA ENTRE CONDUCTOR Y TERRENO O CRUCE

CUADRO DE DE DISTANCIAS DE SEGURIDAD DE VANOS SIN MEDICIONES DE CAMPO

Nº TORRE ANT.

TORRE POST. VANO (m) ESTACION

(m)

DIST. VERTICAL

REQUERIDA (m)

OBSERVACIONES

“repotenciaciÓn de la lÍnea de transmisiÓn 138 kv …

Documents