Anteproyecto de La LT 500 kV Chilca-Marcona-Caraveli RevA (Mari Nunez 2006-11-09)

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Ministerio de Energía y Minas

Ministerio de Energía y Minas

REFUERZO DE LA INTERCONEXIÓN CENTRO-SUR MEDIO Y SUR EN 500 kV

Refuerzo de la Interconexión Centro-Sur Medio y Sur en 500 kV

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2 Ministerio de Energía y Minas

INDICE

1. Generalidades 4

2. Objetivo 4

3. Alcances 4

4. Ubicación Geográfica 4

5. Características del Área del Proyecto 5

5.1. Condiciones Climáticas 5

5.2. Presión de viento 5

6. Líneas de Transmisión 6

6.1. Trazo de la Línea de Transmisión Chilca – Marcona 7

6.2. Trazo de la Línea de Transmisión Marcona – Caraveli 11

6.3. Trazo de la Línea de Transmisión Marcona Nueva –

Marcona existente 13

6.4. Selección del Conductor de las Líneas 500 kV y 220 kV 14

6.5. Selección del Aislamiento de las Líneas 500 kV 16

6.6. Selección del Aislamiento de las Líneas 220 kV 18

6.7. Determinación del Peso de las Torres 19

6.8. Puesta a Tierra de las Estructuras 21

6.9. Cable de Guarda 21

6.10. Fundaciones 22

ANEXOS

Anexo 1: Trazo de Ruta de la Línea de Transmisión 500 kV Chilca –

Marcona

Anexo 2: Trazo de Ruta de la Línea de Transmisión 500 kV Marcona –

Caraveli

Anexo 3: Trazo de Ruta de la Línea de Transmisión 220 kV Marcona

Nueva – Marcona existente

Anexo 4: Selección del Conductor

Anexo 5: Cálculo de la Capacidad de Transporte de los Conductores

Preseleccionados (Ampacitancia)

Anexo 6: Cálculo de Gradiente de Conductores


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Anexo 7: Requerimientos Técnicos especiales en Líneas de Transmisión

Anexo 8: Siluetas Típicas de Torres 500 kV

Anexo 9: Siluetas Típicas de Torres 220 kV

Anexo 10: Cálculo del Aislamiento de la Línea de Transmisión Anexo 11: Panel Fotográfico


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INFORME LINEAS DE TRANSMISION

1. GENERALIDADES

El plan transitorio de transmisión “Refuerzo de la Interconexión Centro-Sur Medio y Sur en 500 kV”, concluye la necesidad de ampliar y reforzar el SEIN con una Línea de Transmisión 500 kV, entre las subestaciones Chilca 500 kV y Caraveli 500 kV, ambas en proceso de construcción , y una subestación transformadora intermedia en Marcona, además de las ampliaciones requeridas en las subestaciones indicadas y los enlaces con la subestación Marcona existente en 220 kV y otras instalaciones complementarias.

2. OBJETIVO

Desarrollar los estudios a nivel de anteproyecto de líneas de transmisión del proyecto LT 500 kV Chilca – Marcona – Caraveli y enlace con la subestación Marcona existente.

3. ALCANCES

Los alances que se presentan son los siguientes:

− Informe de anteproyecto. − Trazo de Ruta. − Planos de estructuras.

4. UBICACIÓN GEOGRAFICA

La Línea de Transmisión en 500 kV, recorre los departamentos de Lima, Ica, Ayacucho y Arequipa. El área del estudio está ubicada entre las siguientes coordenadas UTM WGS-84. SE 500 kV Chilca Este 312 741 Norte 861 8054


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SE 500 kV Marcona Este 503 310 Norte 832 4215 SE 500 kV Caraveli Este 673 328 Norte 825 4673 SE 220 kV Marcona Este 480 957 Norte 831 9098 A la zona del proyecto se accede por carreteras de penetración partiendo siempre desde la Panamericana Sur.

5. CARACTERISTICAS DEL AREA DEL PROYECTO 5.1 CONDICIONES CLIMATICAS

El clima de la zona corresponde a un clima templado y seco, con presencia de precipitaciones pluviales moderadas de 200 mm por año y pocas descargas atmosféricas, siendo la mayor altitud de su recorrido los 1 820 msnm. Las temperaturas ambientales de esta zona del proyecto son las siguientes:

− Temperatura mínima absoluta : 0 °C − Temperatura media : 20 °C − Temperatura máxima absoluta : 32 °C − Altitud de la zona : entre 50 y 3 200 msnm

5.2 PRESION DE VIENTO

La presión de viento se considera en kg/m² y estará de acuerdo con el Código Nacional de Electricidad – Suministro 2001. La presión de viento que se aplicará sobre las áreas proyectadas de conductores de fase, cable de guarda, estructuras soporte y aisladores, corresponden a la Tabla 250-1.A del Código Nacional de Electricidad – Suministro y según la ubicación del trazo de ruta de la línea la carga


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debida al viento corresponde zonas B y C y al área 0, en donde se considera una velocidad de viento de 26 m/s (94 km/h). Las cargas de viento sobre los diferentes elementos de la Línea de Transmisión son las siguientes:

Zona de Carga < 3 000 msnm

− Conductores de fase : 42,25 kg/m² (414,4 Pa) − Cable de guarda : 42,25 kg/m² (414,4 Pa) − Cadena de aisladores : 42,25 kg/m² (414,4 Pa) − Estructuras metálicas : 135,2 kg/m² (1326 Pa)

6. LINEAS DE TRANSMISION

Las rutas de las líneas de transmisión 500 kV se ha realizado mediante viaje de inspección de campo y se ha complementado mediante imagen satelital de la versión Google Earth del 2009. Los trazos de ruta en general han sido seleccionados básicamente ubicando los vértices y el alineamiento de la línea en zonas alejadas de centros poblados, ciudades y localidades que se ubican a lo largo de la carretera Panamericana Sur. así mismo se ha tenido en cuenta el cruce de los valles, carreteras y líneas de transmisión existentes en la zona del proyecto con la finalidad de aminorar los problemas con la servidumbre y cruces con la línea de Extra Alta Tensión. En donde ha sido posible el trazo de ruta se ubica paralelo posible a carreteras principales, caminos secundarios y trochas según como se indica en los planos viales del MTC de los departamentos de Lima, Ica y Arequipa. El trazo de ruta planteado en la imagen satelital de Google Earth versión 2009 tiene la característica que se han efectuado en un sistema mucho más eficiente que los planos en escala 1:100 000 del IGN (que son los únicos planos más o menos actualizados que se pueden obtener en el mercado).


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6.1 TRAZO DE RUTA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN CHILCA - MARCONA

A continuación se presenta las coordenadas de ruta de la línea de

transmisión 500 kV Chilca – Marcona en sistema de coordenadas WGS-84.

Vertice Este Norte Distancia Distancia

Parcial ParcialV0 312741.0 8618053.8 471.5 0V1 313196.4 8617931.5 436.8 471.5V2 313406.5 8617548.6 8820.3 908.3V3 320626.2 8612481.6 4799.4 9728.6V4 325278.2 8611301.2 1586.7 14528.1V5 326450.8 8610232.3 2601.7 16114.7V6 328022.8 8608159.2 18556.9 18716.5V7 335758.3 8591291.5 22245.3 37273.3V8 351994.3 8576084.8 42418.5 59518.6V9 369161.4 8537295.4 17933.7 101937.0V10 380831.9 8523678.6 41311.8 119870.8V11 395333.9 8484995.8 4744.9 161182.6V12 399322.7 8482426.0 152474.3 165927.5V13 504892.6 8372410.5 16112.8 318401.8V14 513924.4 8359067.0 16289.1 334514.6V15 511277.3 8342994.4 19492.4 350803.7V16 504369.2 8324767.2 1040.6 370296.1V17 503413.1 8324356.5 371336.7

6.1.1 Descripción del Trazo Vértices V0 – V6 La ruta de la línea se inicia en la SE Chilca 500 kV, la cual se ubica a

continuación de la SE Chilca 220 kV de propiedad de REP. Para el trazo de ruta se ha tenido en cuenta las líneas 220 kV existentes

Chilca – Independencia y la línea 220 kV en actual construcción Platanal – Chilca.

En este tramo V0-V6 se aprovecha los accesos de la línea Platanal – Chilca.


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El recorrido es por terreno semiplano, entre los vértices V4-V5 se cruza el valle del rio mala en las afueras de la localidad de Aspitia.

Vértices V6 – V7

El vértice V6 se ubica en las afueras de la localidad de Mala. El trazo de ruta continua cercano a la línea 220 kV en actual construcción Platanal – Chilca, aprovechando dichos accesos y el recorrido es por terreno semiplano. El vértice V7 se ubica a la altura del km 100 de la Panamericana sur, cerca a la localidad de Coayllo y a 155 m de la torre Nro. 121 de la línea 220 kV Platanal – Chilca.

Vértices V7 – V8

El trazo de ruta continua cercano a la línea 220 kV en actual construcción Platanal – Chilca y lo cruza entre las estructuras Nros. 105 y 106 de la línea 220 kV Platanal – Chilca. En el cruce se ha tenido en cuenta que la Línea proyectada en 500 kV pase sobre la línea en construcción. El recorrido es por terreno semiondulado. Vértices V8 – V10

El ingreso al V8 es por la localidad de Quilmana. El trazo de ruta continua ahora cerca a la línea 220 kV Chilca – Independencia, pasa a 2 km de la subestación Cantera y cruza el valle de Lunahuana, pero alejado de las localidades. El recorrido es por terreno semiplano. El ingreso al vértice V9 es por el acceso a Cía. Minera Cerro Lindo (Milpo) o por la localidad de Grocio Prado.


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El trazo de ruta tiene el mayor acercamiento a la línea 220 kV Chilca – Independencia a la altura de la torre de transposición Nro. 368, cuya cercanía es aproximadamente 100 m. El Ingreso al vértice V10 es por Chincha Alta, este vértice se ubica en las afueras de chincha. Vértices V10 – V11

El trazo de ruta continua paralelo a la línea 220 kV Chilca – Independencia, y se ubica a 1,70 km de la subestación Independencia. El recorrido es por terreno plano. El ingreso al vértice V11 es por una carretera de penetración cercano a la SE independencia. Vértices V11 – V12

El trazo de ruta continua paralelo ahora a la línea 220 kV Huancavelica -Independencia. El recorrido es por terreno semiplano. Vértices V12 – V13

El trazo de ruta continua ahora en dirección sur-este ubicando el vértice V13 en las afueras de la localidad de Nazca. Este tramo es el de mayor alineamiento de la línea y en su recorrido cruza el Valle del rio Pisco, el valle de Ica y el valle de Palpa. En este tramo se presenta un cruce entre la línea proyectada 500 kV y la línea existente 220 kV Huancavelica – Independencia. Se sugiere una variante entre las torres T10 y T12 (contada desde Independencia) a la línea 220 kV a fin de que la línea en 500 kV pueda cruzar sobre la línea Huancavelica - Independencia. La variante sugerida es muy cercana al vértice 12 y el cruce del Rio Pisco.


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El tramo entre Palpa - Nazca, ubicado al este de la Panamericana Sur, recorre las afueras de las líneas de Nazca, aproximadamente a 10,5 km de la panamericana Sur y a 59 km del océano pacifico. Vértices V13 – V14 El trazo de ruta continua ahora en dirección sur-este ubicando el vértice V14 en las afueras de la localidad de Nazca a 2,0 km de la carretera Nazca - Puquio. Este tramo cruza el valle de Nazca por zonas de cultivo pero sin localidades. Vértices V14 – V17 El trazo de ruta continúa ahora en dirección sur-oeste ubicando el vértice V15 en las afueras de la zona arqueológica Chauchilla. El trazo de ruta continua ahora en dirección de la SE Marcona 500 kV ubicada a 1,80 km de la carretera de desviación al centro Minero Marcona. SE Marcona La Subestación Marcona de un área de 300 x 400 m, se ubica paralelo y a 300 m de la panamericana en las coordenadas WGS-84 siguientes:

A 503371.4 8324456.8B 503525.2 8324087.5C 503248.2 8323972.2D 503094.5 8324341.5

El trazo de la línea de transmisión 500 kV Chilca – Marcona se presenta en el Anexo 1.


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6.2 TRAZO DE RUTA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN MARCONA -

CARAVELI A continuación se presenta las coordenadas de ruta de la línea de

transmisión 500 kV Marcona – Caraveli en sistema de coordenadas UTM WGS-84.

Vertice Este Norte Distancia DistanciaParcial Parcial

V0 503444.7 8324280.8 1685.7 0V1 504992.7 8324948.1 28250.4 1685.7V2 522209.1 8302549.9 45756.2 29936.1V3 564700.8 8285576.7 51068.0 75692.3V4 614702.6 8275195.7 16067.4 126760.4V5 630660.7 8273324.7 46191.0 142827.8V6 673106.6 8255105.0 285.4 189018.8V7 673240.5 8254853.0 189304.2

6.2.1 Descripción del Trazo Vértices V0 – V2 La ruta de la línea se inicia en el V0, en las inmediaciones de la SE

Marcona 500 kV.

El recorrido del tramo V1-V2 es en dirección sur-este por terreno semi-ondulado y cruza el valle de Acari. El V2 presenta una cota de 2093 msnm y el cual se ubica a 8,80 km de la localidad el Molino.

El acceso al vértice V2 es desde la panamericana sur por la carretera de

penetración a Bella unión, Acari, el Molino.

Vértices V2 – V5

El trazo de ruta continúa en dirección sur-este. El terreno que recorre es semi-ondulado, cruza dos valles pero siempre alejados de las localidades.


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El vértice V3 se ubica una cota de 2015 msnm, el V4 a 3096 msnm y el V5 a 2170 msnm. El acceso a los vértices V3, V4 y V5 es por carreteras de penetración que parten desde la Panamericana Sur.

Vértices V5 – V7

El trazo de ruta continua en dirección sur-este hasta las inmediaciones de la SE Caraveli donde se ubica el Vértice V7 contiguo a la SE Caraveli. El punto más alto de la línea de transmisión está ubicado cerca al vértice V5. El vértice V6 se ubica una cota de 1838 msnm y el V7 a 1837 msnm. El acceso a los vértices V6, V7 y SE Caraveli es por la carretera de penetración a Caraveli que parten desde la Panamericana Sur. A la llegada se observa un cruce entre la línea 500 kV Mantaro – Carveli concesionada a ISONOR y la línea Marcona – Caraveli. Lo recomendable seria cambiar de celdas de llegada en dicha subestación en actual proyecto de construcción a fin de evitar el cruce de líneas de 500 kV. SE Caraveli La Subestación Caraveli de un área de 300 x 400 m, se ubica cerca de la localidad de Carveli en las coordenadas WGS-84 siguientes:

Vertice Este Norte

T1 673100.2 8254775.4T2 673362.9 8254920.3T3 673556.0 8254570.0T4 673293.3 8254425.2


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El trazo de la línea de transmisión 500 kV Chilca – Marcona se presenta en el Anexo 2.

6.3 TRAZO DE RUTA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN MARCONA

NUEVA (500 kV) - MARCONA EXISTENTE (220 kV) A continuación se presenta las coordenadas de ruta de la línea de

transmisión 220 kV Marcona Nueva – Marcona Existente en sistema de coordenadas UTM WGS-84.

Vertice Este Norte Distancia Distancia

Parcial ParcialV0 503128.4 8324259.4 444.9 0V1 502719.6 8324083.9 10739.4 444.9V2 491986.6 8324455.0 7683.9 11184.3V3 484469.3 8322863.8 4904.5 18868.2V4 481176.7 8319228.8 99.3 23772.7V5 481082.4 8319259.9 204.6 23872.0V6 480957.4 8319097.9 24076.6

6.3.1 Descripción del Trazo Vértices V0 – V2 La ruta de la línea se inicia en el V0, en las inmediaciones de la SE

Marcona 500 kV.

El tramo V0-V1 cruza la Panamericana Sur. EL tramo V1- V2 cruza la carretera de penetración a San Nicolas. Vértices V2 – V4 Este tramo se dirige en dirección sur – oeste en dirección a la SE Marcona existente y recorre cercana a las extensiones de explotación de la minera Shougan.


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Vértices V4 – V6 En el tramo V4 – V5 se cruza a la línea existente Ica – Marcona por la ubicación de la subestación Marcona Existente 220 kV. El vértice V6 es el eje de llegada al pórtico de la SE Marcona Existente 220 kV. El trazo de la línea de transmisión 220 kV Marcona Nueva – Marcona existente se presenta en el Anexo 3.

6.4 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE LAS LÍNEAS DE 500 kV y 220 kV 6.4.1 Selección de Conductor de la línea de 500 kV

La línea de 500 kV se desplazará básicamente paralela a la costa variando entre 5 km en Chilca y 69 km en la zona más alejada como Nazca, evitando siempre pasar por zonas pobladas, agrícolas y de restos arqueológicos. El material a utilizar en esta línea será de tipo ACAR, que se caracteriza por estar compuesto por hilos interiores de aleación de aluminio e hilos exteriores de aluminio y se caracteriza por ser muy adecuado para soportar el clima de la costa, según experiencia de muchos años de las líneas de 220 kV existentes. Se ha verificado la capacidad de corriente de los conductores ACAR preseleccionados, utilizando el método de cálculo basado en el programa de cómputo Std. 738 – 2006 de la IEEE. En el Anexo 4 se muestra el resumen de los cálculos efectuados, en donde se observa que por capacidad de corriente todas las secciones de conductores ACAR incluidas en el análisis cumplen con las condiciones requeridas de transportar 1000 MVA (333,3 MVA por subconductor). Así mismo, se verifica el valor del gradiente superficial del haz de conductores ACAR, en donde la utilización del haz de conductores tiene como finalidad limitar el valor del gradiente eléctrico superficial a valores tolerables.


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En el Anexo 6 se presenta un cálculo aproximado del gradiente superficial para varios calibres de conductores tipo ACAR, habiéndose obtenido un gradiente superficial promedio de 17 kV/cm, que es menor que el gradiente crítico del conductor, para tres conductores por fase. El mínimo número de subconductores por fase debe ser tres (3) considerando que la altitud promedio del tramo costero debe estar por los 2000 msnm; mientras que se tiene tramos cortos cercanos a 3000 msnm (que se ubica a la altura del vértice V5 de la línea Marcona - Caraveli), y que presentan una altitud promedio aproximada de 2800 msnm. Por otro lado, tomando en cuenta los costos de conductores, las líneas de 500 kV construidas con conductor tipo ACAR resultan más económicas que las construidas con otros tipos de conductores (AAAC, ACSR, etc.), verificadas en proyectos similares en zonas sin cargas de hielo y con disposición horizontal de conductores. Se ha efectuado una evaluación técnica económica en la selección de la sección del conductor, resultando el conductor seleccionado para la línea 500 kV Chilca – Marcona - Caraveli el ACAR 3 x 1200 MCM (3 x 608 mm²), cuyo tipo de material presenta características mecánicas adecuadas para trabajar en zonas con terrenos planos y semiondulados, y en zonas que se ubican cercanas al mar. En 220 kV también se utilizara el conductor ACAR 1 x 1200 MCM, un solo conductor por fase de 608 mm². Esta sección no necesariamente es la más económica ya que en una etapa posterior deberá determinarse la sección económica teniendo en cuenta las pérdidas de la línea a valor presente. Las características de los conductores seleccionados para 500 kV y 220 kV son las siguientes:

DESCRIPCION CONDUCTORES Tipo ACAR Calibre (MCM) 1200 Sección (mm2) 608


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Diámetro (mm) 32,02 Peso lineal (kg/m) 1,677 Número hilos de Aluminio 18 Número hilos de aleación de aluminio 19 Tiro de rotura (kg) 13 748 Resistencia (ohm/km DC a 20 ºC) 0,0514 Coeficiente de dilatación lineal (ºC-1) 0,000023 Módulo de elasticidad final (kg/mm2) 6 000 La selección del conductor de la línea de transmisión 500 kV se muestra en el Anexo 3.

6.5 SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO DE LAS LÍNEAS 500 kV

Se adoptan los siguientes niveles básicos para 500 kV según la IEC:

. Tensión nominal 500 kV

. Tensión máxima de operación 550 kV

. Resistencia a sobretensión de maniobra, 60 Hz 1 175 kV

. Resistencia a sobretensión de impulso (BIL) 1 550 kV

Los niveles de altitud aproximados de cada alternativa de las líneas de 500 kV son las siguientes: . Chilca - Marcona 1200 msnm (cerca a Nazca) . Marcona - Caraveli 3200 msnm (cerca al V5)

6.5.1 Selección de Número de Aisladores

El número de aisladores de la cadena de suspensión se selecciona de acuerdo a los siguientes criterios:

Numero de Altitud (msnm) Aisladores Estandar o FOG Chilca-Marcona Marcona-Caraveli

≤ 1200 > 1200 a 3000

• Sobretensión a frecuencia industrial 14 (Estandar) 19 (Estandar) • Sobretensión de maniobra 24 (Estandar) 30 (Estandar) • Línea de fuga 25 (Fog) 30 (Fog) • Adoptado 25 (Fog) 30 (Fog)


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La carga de rotura de los aisladores tipo Fog y Standard debe ser de 160kN. Para el caso de la zona costera con una altitud menor a 1 200 msnm, se podrá utilizar un aislador polimérico con una gran distancia mínima de fuga equivalente a:

525kV x 25mm/kV = 13 125 mm.

Si se utiliza un aislador de porcelana o vidrio templado, la distancia de fuga de cada unidad aisladora tipo Fog debe ser por lo menos 545 mm. En las zonas de altitud entre 1200 a 3300 msnm y distancia de fuga de 25 mm/kV, se deberán utilizar aisladores tipo Fog con una distancia de fuga de 545 mm por cada unidad aisladora. Para el caso de aisladores de anclaje se utilizan 2 unidades más por cadena.

6.5.2 Distancias a Masa

En el caso de las distancias fase-masa en la torre se determina realizando las correcciones por altitud, presencia de la ventana de la torre para la fase central, distancia preliminar fase - masa, etc., que resulta los siguientes valores:

Distancia Fase - Masa Altitud (msnm)

≤ 1200 1200 a 3200

• Angulo de oscilación cadena 1 18 º 18º • Sobretensión de maniobra fase exterior 4,00 m 4,20 m • Sobretensión de maniobra fase central 4,20 m 4,48 m • Angulo de oscilación cadena 2 35º 40º • Sobre tensión a frecuencia Industrial 1,25m 1,25 m

Con estos valores se dimensiona la parte superior de las torres de 500 kV. Ver Lamina 1, Lamina 2 y Lamina 3.


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6.6 SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO DE LAS LÍNEAS 220 kV

Se adoptan los siguientes niveles básicos para 220 kV según la IEC:

. Tensión nominal 220 kV

. Tensión máxima de operación 245 kV

. Resistencia a sobretensión de maniobra, 60 Hz 460 kV

. Resistencia a sobretensión de impulso (BIL) 1 050 kV 6.6.1 Selección de Número de Aisladores

El número de aisladores de la cadena de suspensión por ser una línea netamente costera se selecciona de acuerdo al nivel de contaminación.

La carga de rotura de los aisladores tipo Fog o polimerico debe ser de 120kN.

Línea de fuga mínima requerida: 245 kV x 31 mm/kV = 7 595 mm.

Si se utiliza un aislador de porcelana o vidrio templado, la distancia de fuga de cada unidad aisladora tipo Fog debe ser por lo menos 432 mm. Para el caso de aisladores de anclaje se utiliza una (1) unidad más por cadena.

6.6.2 Distancias a Masa

En el caso de las distancias fase-masa en la torre se determina realizando las correcciones por altitud, presencia de la ventana de la torre para la fase central, distancia preliminar fase - masa, etc., que resulta los siguientes valores:


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Distancia Fase - Masa Angular Suspensión

• Angulo de oscilación cadena 1 15 º 20º • Sobretensión de maniobra 2,20 m 2,20 m • Angulo de oscilación cadena 2 50 º 60º • Sobre tensión a frecuencia Industrial 0,60m 0,60 m

Con estos valores se dimensiona la cabeza de las torres de 220 kV. Ver Lamina 4, Lamina 5 y Lamina 6.

6.7 DETERMINACIÓN DEL PESO DE LAS TORRES

Según el nivel de altitud y las cargas especificadas en el CNE Suministro 2001, se calculan los pesos estimados para las torres autosoportadas utilizando la ecuación de Alcán para la línea de 500 kV con disposición horizontal. Para 220 kV se utiliza el método de Mar Jerrison en disposición triangular. Para el cálculo de los pesos de las torres previamente se deben calcular los diagramas de carga de cada estructura (árboles de carga), en el caso de las líneas de 500 kV y 220 kV, se utilizará una presión de viento de 42,24 kg/m², sin manguito de hielo Estructura son de simple terna con disposición horizontal (Flat) y llevará un cable de guarda tipo OPGW para telecomunicaciones en la zona costera.

Los pesos aproximados de las estructuras de la línea de 500 kV con tres conductores ACAR 608 mm² por fase son los siguientes:

Estructura de suspensión tipo S

S - 3 = 9 330 kg S ± 0 = 10 460 kg S + 3 = 11 600 kg S + 6 = 12 750 kg S + 9 = 14 000 kg S + 12 = 15 060 kg


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S + 15 = 16 230 kg

Estructura Angular hasta 30° tipo A A – 3 = 17 900 kg A ± 0 = 19 520 kg A + 3 = 21 150 kg A + 6 = 22 800 kg A + 9 = 24 400 kg

Estructura Angular hasta 80° y Terminal tipo T T – 3 = 20 640 kg T ± 0 = 22 340 kg T + 3 = 24 050 kg

En 220 kV las estructuras son de simple terna en disposición triangular y llevará un cable de guarda tipo OPGW para telecomunicaciones en la zona costera. Los pesos aproximados son los siguientes: Estructura de Suspensión Tipo CTS

CTS - 3 = 6 100 kg CTS ± 0 = 6 800 kg CTS + 3 = 7 650 kg CTS + 6 = 8 600 kg CTS + 9 = 9 700 kg

Estructura Angular hasta 30° tipo CTA

CTA - 3 = 7 300 kg CTA ± 0 = 8 250 kg CTA + 3 = 9 350 kg

Estructura Terminal tipo CTT CTT - 3 = 8 400 kg CTT ± 0 = 9 500 kg CTT + 3 = 10 800 kg


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6.8 PUESTA A TIERRA DE LAS ESTRUCTURAS

El sistema de puesta a tierra estará conformado por electrodos de copperweld de 2,40 x 16 mm de diámetro y conductor de copperweld de 35 mm² de sección, tipo HS. Las características del conductor Copperweld son las siguientes:

• Sección total 36,83 mm² • Diámetro exterior 7,77 mm • Peso unitario 0,3031 kg/m • Carga de rotura mínima 34,51 kN (3 519 kg)

6.9 CABLE DE GUARDA

Las torres de la línea de transmisión de 500 kV llevarán un cable de guarda tipo OPGW; El cable de guarda OPGW se utilizará a fin de llevar todo el sistema de telecomunicaciones y teleprotección diferencial de línea por un OPGW, así mismo servirá para poder soportar apropiadamente los niveles de cortocircuito. La línea de transmisión de 220 kV llevará un cable de guarda tipo OPGW. Para las líneas 500 kV y 220 kV se han planteado el siguiente cable de fibra óptica tipo OPGW

- Tipo : OPGW - Numero de fibras ópticas : 24 - Sección total : 108,33 mm² - Material : Alumoweld - Diámetro total : 14,00 mm - Peso unitario : 0,602 kg/m - Módulo de elasticidad : 13 138 kg/mm² - Coeficiente de dilatación térmica : 0.00001486 1/°C - Tracción de rotura : 9 597 kg - Corriente de Falla (kA)2s : 82


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6.10 FUNDACIONES

Las fundaciones serán de concreto armado para los suelos sueltos y terrenos duros, debiendo utilizarse fundaciones tipo pilote para las zonas rocosas. Las fundaciones de parrilla de acero galvanizado se reservarán donde no exista acción alcalina o ácida del suelo.


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ANEXOS


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ANEXO 1

TRAZO DE RUTA DE LA LINEAS DE TRANSMISION 500 KV

CHILCA – MARCONA


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VISTA ENTRE VÉRTICES V0 – V2



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VISTA DEL VÉRTICE 12


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VISTA DEL VÉRTICE 13



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ANEXO 2

TRAZO DE RUTA DE LA LINEAS DE TRANSMISION 500 KV

MARCONA - CARAVELI


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VISTA SE CARAVELI



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ANEXO 3

TRAZO DE RUTA DE LA LINEA DE TRANSMISION 220 KV

MARCONA NUEVA - MARCONA EXISTENTE


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ANEXO 4

SELECCIÓN DE CONDUCTOR


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DISEÑO DE LINEAS DE TRANSMISION 500 KV

SELECCIÓN DEL CONDUCTOR 1. INTRODUCCION En la selección del conductor de fase de las líneas de transmisión de 500, se han previsto utilizar material con características adecuadas para las respectivas zonas, planteándose para la costa la utilización del conductor tipo ACAR, similar a los conductores existentes a lo largo de toda la costa y que presentan buen comportamiento en el medio ambiente cercano al mar. Previo a la evaluación del conductor óptimo, se predetermina el tipo de material y la geometría de las estructuras, así mismo se predetermina la sección mínima de los conductores por su capacidad amperimétrica y por su gradiente superficial, en donde se debe adoptar un máximo de 17,5 kV/cm a nivel del mar. Con los calibres que cumplen con la condición previa se determina la sección económica mediante el método del valor presente de flujos de costos totales, cuyos principales componentes son: costo anual de las pérdidas de potencia y energía por efecto Joule, costo anual de las pérdidas por efecto corona y costo directo aproximado de la línea de transmisión para cada conductor analizado. 2. PRESELECCION DE CONDUCTORES 2.1 Línea de Transmisión de 500 kV

La línea de 500 kV se desplazará básicamente pegada a la costa, pero evitando pasar por zonas pobladas, agrícolas y de restos arqueológicos. El material a utilizar en esta línea será de tipo ACAR, que se caracteriza por estar compuesto por hilos interiores de aleación de aluminio e hilos exteriores de aluminio. Se verifica la capacidad de corriente de los conductores ACAR preseleccionados, utilizando el método de cálculo basado en el programa de cómputo Std. 738 – 2006 de la IEEE, se muestra el resumen de los cálculos efectuados, en donde se observa que por capacidad de corriente todas las


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secciones de conductores ACAR incluidas en el análisis cumplen con las condiciones requeridas de transportar 1000 MVA (333,3 MVA por subconductor). Así mismo se debe verificar el valor del gradiente superficial de los conductores ACAR, la utilización del haz de conductores tiene como finalidad limitar el valor del gradiente eléctrico superficial a valores tolerables. Se presenta un cálculo aproximado del gradiente superficial para un juego de conductores tipo ACAR, habiéndose obtenido un gradiente superficial promedio de 17,5 kV/cm, que es menor que el gradiente crítico del conductor, para tres conductores por fase. 2.2 SELECCIÓN DE SECCION ECONOMICA DEL CONDUCTOR ACAR La selección de la sección económica del conductor se efectúa mediante el siguiente procedimiento:

• Se calculan los costos totales de construcción de línea para cada sección del conductor (se deben tener presente que a mayor sección, son mayores requerimientos de los soportes y el número de estructuras)

• Se proyectan las pérdidas por efecto Joule, potencia y energía,

según las proyecciones de la demanda. • Se calculan las pérdidas corona, potencia máxima y energía

promedio anual. • Se valorizan de manera aproximada las pérdidas de potencia y

energía (Joule + Corona) y se aplican los precios de barra de salida de 220 kV (utilizando la información suministrada por OSINERGMIN).

• La comparación económica se efectúa por el método del valor

presente del flujo de costos totales: Inversión + Pérdidas + Valor de las instalaciones, para un periodo de 20 años, a la tasa de descuento de 12% anual.


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2.3 CALCULO DE PERDIDAS CORONA – ZONA COSTA Las pérdidas corona para las líneas en zona costa con mediana polución se calculan usando la fórmula de Maruvada.

( ) 05,22 EoErfNKpPer −××××= Donde: Per = pérdidas corona en kW/km Kp = factor empírico igual 0,0018 para tres conductores por fase N = número de sub conductores, 3 f = frecuencia en Hz, 60 r = radio de conductor en cm E = gradiente de conductor en kVpico/cm Eo = gradiente crítico kVpico/cm

2.4 EVALUACION DE COSTOS DE PÉRDIDAS EN CONDUCTORES Los costos de pérdidas de energía por Joule y por efecto corona para los diferentes conductores analizados, se evalúan mediante los Precios a Nivel de Generación en Subestaciones Base vigentes, determinadas para la barra de Marcona para 220 kV.

Precios en barra Zapallal 220 kV: Estos precios solo se utilizan para efectuar la comparación de costos en la selección del conductor de la línea 500 kV Energía en horas punta 13,08 ctm S/. / kWh Energía en horas fuera de punta 9,59 ctm S/. / kWh Potencia en horas punta 15,60 S/. / kW - mes

Para el estudio se utiliza el siguiente tipo de cambio: 1 US$ = S/. 3,00

2.5 COSTOS DE LINEAS DE TRANSMISION Los costos de las líneas de transmisión en 500 kV utilizando diferentes calibres de conductores ACAR, se calculan en base a precios unitarios por kilómetros aproximados. Para la línea en zona costa y en zona sierra se consideran 100 km para la evaluación.


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3 EVALUACION TECNICA - ECONOMICA El modelo de evaluación técnica - económica que calcula el valor presente de los costos de inversión y de pérdidas durante la vida útil de la línea, utiliza los siguientes parámetros:

a. Flujo de carga inicial (demanda pico en MW) b. Potencia máxima de la línea c. Factor de potencia media d. Precios de potencia e. Precio de energía en horas de punta y fuera de punta f. Altitud sobre el nivel del mar g. Nivel de Contaminación de la zona del proyecto h. Parámetros del conductor: resistencia en ca a 20°C, diámetro externo

y sección i. Tasa de descuento

Se presenta la evaluación para la obtención de la sección óptima del conductor tipo ACAR, de tres conductores por fase para la línea de transmisión de 500 kV. El conductor seleccionado para la línea 500, es el ACAR 3 x 1200 MCM (3 x 608 mm²), cuyo tipo de material presenta características mecánicas adecuadas para trabajar en zonas con terrenos planos y semiondulados, y en zonas que se ubican cercanas al mar.


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CARACTERISTICAS DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS ANALIZADOS

CONDUCTOR ACTIVODESCRIPCION UNIDAD Aluminum Conductor Alloy Reinforced (ACAR)

ACAR 800 MCM ACAR 1000 MCM ACAR 1200 MCM ACAR 1400 MCM ACAR 1600 MCM

Sección Real mm² 405,00 506,70 608,00 709,00 811,00

N° de Hilos x Diámetro N x mm 18x3.73+19x3.73 18x4.18+1 x4.18 18x4.58+19x4.58 33x3.85+28 x3.85 33x3.98+28x3.98

Diámetro Total mm 26,14 29,23 32,08 34,63 37,04

Peso Unitario kg / m 1,117 1,397 1,677 1,955 2,235

Carga de Rotura kgf 9.185 11.452 13.748 15.013 17.341

Módulo de Elasticidad Final kg / mm² 6.250 6.250 6.250 6.000 6.000

Coeficiente de Dilatación Lineal ° C -1

23 x 10 -6

23 x 10 -6

23 x 10 -6

23 x 10 -6

23 x 10 -6

Resistencia a 20° C ohm / km 0,07660 0,06130 0,05140 0,04340 0,03800

ACAR: All Aloy Aluminium Conductor

Longitud de la Línea 561 kmFactor de potencia 0,95Potencia de transmisión 333,3 MW (1000 MW Por Linea <> 333 MW por subconductor)Factor de carga 0,75Factor de perdidas 0,62Tensión de línea 500 kVCosto de potencia (promedio) 62,40 $/MW-AñoCosto de energía (promedio) 34,39 $/MWhTasa de descuento 12,00%Años 20Factor de actualización 7,47

CONDUCTOR ACTIVOITEM UNIDAD Aluminum Conductor Alloy Reinforced (ACAR)

ACAR 800 MCM ACAR 1000 MCM ACAR 1200 MCM ACAR 1400 MCM ACAR 1600 MCMResistencia a 20° C ohm / km 0,0766 0,0613 0,0514 0,0434 0,0380Resistencia a 50° C ohm / km 0,085 0,068 0,057 0,048 0,042

PERDIDAS JOULEPerdidas de Potencia MW 29,011 23,216 19,467 16,437 14,392Perdidas de energía anual MWh/año 254134,78 203374,18 170529,09 143987,59 126072,09Costo de perdidas de energía US $ 8739695,24 6994038,10 5864495,24 4951733,34 4335619,05Costo de perdidas de Potencia US $ 1810,28 1448,69 1214,73 1025,67 898,05Costo de perdidas totales US $ 8741505,52 6995486,79 5865709,97 4952759,00 4336517,10Costo de perdidas Joule Actualizadas US $ 65294182,67 52252394,23 43813589,94 36994354,15 32391369,99

PERDIDAS CORONAPerdidas de Potencia MW 2,9011 2,3216 1,9467 1,6437 1,4392Perdidas de energía anual MWh/año 23324,70 18665,85 15651,30 13215,30 11571,00Costo de perdidas de energía US $ 802136,41 641918,57 538248,19 454474,16 397926,68Costo de perdidas de Potencia US $ 181,03 144,87 121,47 102,57 89,80Costo de perdidas totales US $ 802317,44 642063,43 538369,67 454576,72 398016,48

Costo de perdidas Corona Actualizadas US $ 5992864,89 4795856,63 4021321,87 3395435,20 2972961,69

Costo Total de perdidas Actualizadas US $ 71287047,56 57048250,86 47834911,81 40389789,35 35364331,69

TABLA N° 1 - A

TABLA N° 1 - BEVALUACION DE PERDIDAS JOULE Y CORONA

LINEA DE TRANSMISION SIMPLE TERNA 500 KV CHILCA - MARCONA - CARAVELI


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COSTO COSTO COSTO COSTO DE COSTO DE COSTOITEM SECCION FOB CIF MONTAJE PERDIDAS PERDIDAS SUBTOTAL TOTAL

mm² US$ US$ US$ JOULE (US$) CORONA (US$) US$ US$

ACAR 800 MCM 405,0 6075872 6865736 3645523 65294182,7 71287047,6 147092489 206368066Estructuras de Celosía 30526290 33578919 18315774 51894693Aislamiento 4341696 4775866 2605018 7380883

ACAR 1000 MCM 506,7 7598920 8586780 4559352 52252394,2 57048250,9 122446777 187488430

Estructuras de Celosía 33918100 37309910 20350860 57660770

Aislamiento 4341696 4775866 2605018 7380883

ACAR 1200 MCM 608,0 9121968 10307824 5473181 43813589,9 47834911,8 107429506 176507413


Aislamiento 4341696 4775866 2605018 7380883

ACAR 1400 MCM 709,0 12157184 13737618 7294310 36994354,2 40389789,4 98416072 176143095


Aislamiento 4341696 4775866 2605018 7380883

ACAR 1600 MCM 811,0 12157184 13737618 7294310 32391370,0 35364331,7 88787630 174587161


Aislamiento 4341696 4775866 2605018 7380883

EVALUACION DE ALTERNATIVAS

TABLA N° 1 - C



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TABLA N° 1 - D

EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DE CONDUCTORES

Sección(mm²) Identificación Costo en

ConductoresCosto en

EstructurasCosto Total

US $405 ACAR 800 MCM 147.092.489 51.894.693 198.987.182

506,7 ACAR 1000 MCM 122.446.777 57.660.770 180.107.547608 ACAR 1200 MCM 107.429.506 61.697.024 169.126.530709 ACAR 1400 MCM 98.416.072 70.346.139 168.762.211811 ACAR 1600 MCM 88.787.630 78.418.647 167.206.277

GRAFICO N° 3-A : Sección óptima del conductor

CONCLUSION :

El conductor optimo es el ACAR de 608 mm².


150.000.000

160.000.000

170.000.000

180.000.000

190.000.000

200.000.000

210.000.000

405 506,7 608 709 811


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ANEXO 5

CALCULO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LOS CONDUCTORES PRESELECCIONADOS (AMPACITANCIA)

PARA 500 KV (405,2 A) Y 220 KV (663 A)


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Project Name: 'c:\energia\engcon sac\linea 500\anexo 4 LINEA DE TRANSMISION 500 kV CHILCA – MARCONA - CARAVELI IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 32.00 (deg C)

Wind speed is 0.61 (m/s)

Angle between wind and conductor is 90 (deg)

Conductor elevation above sea level is 0 (m)

Conductor bearing is 90 (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 14.0 (deg)

Atmosphere is CLEAR

Day of year is 118 (corresponds to abril 28 in year 2009) (day of the

year with most solar heating)

Conductor description: ACAR 6201 18/19 1200 KCMILS

Conductor diameter is 3.209 (cm)

Conductor resistance is 0.0542 (Ohm/km) at 25.0 (deg C)

and 0.0587 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)

Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5

Solar heat input is 16.650 (Watt/m)

Radiation cooling is 4.962 (Watt/m)

Convective cooling is 20.911 (Watt/m)

Given a constant current of 405.2 amperes,

The conductor temperature is 46.3 (deg C)


_________________________________________________________________________

______________________________________________________________________


Project Name: 'c:\energia\engcon sac\linea 500\anexo 4.DON' LINEA DE TRANSMISION 500 kV CHILCA – MARCONA - CARAVELI IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 32.00 (deg C)

Wind speed is 0.61 (m/s)

Angle between wind and conductor is 90 (deg)

Conductor elevation above sea level is 0 (m)

Conductor bearing is 90 (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 14.0 (deg)

Atmosphere is CLEAR

Day of year is 118 (corresponds to abril 28 in year 2009) (day of the

year with most solar heating)

Conductor description: ACAR 6201 18/19 1200 KCMILS

Conductor diameter is 3.209 (cm)

Conductor resistance is 0.0542 (Ohm/km) at 25.0 (deg C)

and 0.0587 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)

Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5


_________________________________________________________________________

______________________________________________________________________


Solar heat input is 16.650 (Watt/m)

Radiation cooling is 17.193 (Watt/m)

Convective cooling is 62.949 (Watt/m)

Given a constant current of 1040.0 amperes,

The conductor temperature is 75.0 (deg C)


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Project Name: 'c:\energia\energia\plscadd\proyectos\came\man-mae.DON' Criteria notes: LINEA DE TRANSMISION 220 kV MARCONA NUEVA - MARCONA EXISTENTE IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature is 32.00 (deg C) Wind speed is 0.61 (m/s) Angle between wind and conductor is 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 0 (m) Conductor bearing is 90 (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 14.0 (deg) Atmosphere is CLEAR Day of year is 118 (corresponds to abril 28 in year 2009) (day of the year with most solar heating) Conductor description: ACAR 6201 18/19 1200 KCMILS Conductor diameter is 3.209 (cm) Conductor resistance is 0.0542 (Ohm/km) at 25.0 (deg C) and 0.0587 (Ohm/km) at 75.0 (deg C) Emissivity is 0.5 and solar absorptivity is 0.5 Solar heat input is 16.650 (Watt/m) Radiation cooling is 8.263 (Watt/m) Convective cooling is 33.387 (Watt/m) Given a constant current of 663.0 amperes, The conductor temperature is 54.8 (deg C)


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ANEXO 6

CALCULO DE GRADIENTE DE CONDUCTORES


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CALCULO DE GRADIENTE SUPERFICIAL EN HAZ DE CONDUCTORES

Fórmulas de cálculo

Donde:

U = 500 máxima tensión de la línea, en kV n = 3 es el número de subconductores de una misma fase r = es el radio de los subconductores agrupados en una misma fase

Req = es el radio equivalente del haz a = 1000 es la separación entre fases o entre subconductores de fases opuestash = 1400 altura equivalente s = 45 separación entre subconductores, en cm δ = 0.875 densidad relativa del aire para 1200 msnm y 20°C R = 25.981 cm

heq = 470.871 cm β = Factor que se aplica a conductores multifilares

Conductor ACAR

Diámetro (cm)

Radio r (cm) Req (cm) β Epromedio

800 MCM 2,614 1,307 13,832 0,367 17,20

1000 MCM 2,923 1,462 14,357 0,371 17,24

1200 MCM 3,202 1,601 14,800 0,374 17,28

1400 MCM 3,463 1,732 15,192 0,378 17,32

1600 MCM 3,704 1,852 15,537 0,381 17,37

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+××

×=

22423

ahh

RaLnr

UE

eq

β ( )n

Rrn ×−+

=11

β

( )nsensR

π×=

2n

eq RnrRR ×=

224 ahahheq+

×=


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ANEXO 7

REQUERIMIENTOS TÉCNICOS ESPECIALES EM LINEAS DE TRANSMISION


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REQUERIMIENTOS TECNICOS PARA LAS LÍNEAS DE TRANSMISION CORRESPONDIENTE A LA TRANSMISION NORTE

1 La ruta de la línea de transmisión incluyendo lo relacionado a la

construcción de accesos debe cumplir los requerimientos de la legislación peruana en cuanto a:

. Servidumbre . Obtención del CIRA (certificación del INC sobre no afectación a

restos arqueológicos) . Impacto ambiental y su plan de monitoreo. Se debe incluir la

participación del INRENA y evitar cruzar parques nacionales. . Obtención de la concesión.

2 La línea de 500 kV debe cumplir los requisitos del CNE-Suministro 2001

en lo que aplique, pero en cuanto a aislamiento se refiere se basará en las normas IEC siguientes a condiciones Standard:

. Tensión de operación nominal 500 kV . Tensión máximo de operación 525 kV . Tensión de sostenimiento de maniobra 1 150 kV . Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico 1 550 kV

Estos requisitos deberán ser verificados mediante un estudio de sistemas de potencia y para el diseño de aislamiento de la línea.

3 Las distancias de seguridad en los soportes y el aislamiento deberán

corregirse por altitud cuando se presente. 4 El aislamiento en zonas contaminadas o donde la lluvia es escasa

deberá verificarse por línea de fuga. 5 Se deberán respetar los siguientes valores eléctricos:

. Máximo gradiente superficial en los conductores: 17 kV/cm, solo permitiéndose 19 kV/cm en tramos excepcionales de la línea.

. Límites de radiaciones no ionizantes para exposición poblacional según el Anexo C4.2 del CNE-Utilización 2006.


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. Ruido audible al límite de la servidumbre para zonas residenciales según el Anexo C3.3 del CNE –Utilización 2006.

6 La capacidad de transmisión de la línea será la siguiente:

. Energizada en 220 kV : 300 MVA con factor de potencia de 0,95 a la salida.

. Energizada en 500 kV : 1000 MVA con factor de potencia 0,95 a la salida

7 La franja de servidumbre será de 64 m. 8 Las distancias de seguridad calculadas a la máxima temperatura en el

conductor según los requerimientos de distancias de seguridad y luego del asentamiento del condcutor en condición final (con creep):

. Espacios accesibles solo a personas 9 m . Cruce de caminos rurales 11 m. . Cruce de carreteras 12 m

Se hará la corrección por altitud a partir de los 1000 msnm adicionado 0,10 m por cada 300 m sobre los 1000 msnm.

9 El diseño del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda y la

puesta a tierra y el uso de materiales de buena calidad deberá ser tal que la tasa de salida fuera de servicio de la línea por descargas atmosféricas no excedan las 0,2 salidas /100 km-año para una LT de 500 kV simple. Al respecto se recomienda lo siguiente:

. Utilización de cable de guarda adicionales laterales en caso de

grandes vanos que crucen grandes quebradas o cañones.

. Utilización de puestas a tierra capacitivas en las zonas rocosas o de alta resitividad.

. Utilización de materiales (aisladores, espaciadores, ferretería, cables OPGW, etc) de comprobada calidad para lo cual se pide un mínimo de 15 años de fabricación a nivel mundial.


_________________________________________________________________________

______________________________________________________________________


. Las salidas fuera de servicio no programadas que excedan estos límites serán penalizados.

10 Los cables de guarda serán del tipo OPGW que permita la protección

diferencial de línea, envío de data al COES en tiempo real, telemando y telecomunicaciones. Este cable como el complementario de apantallamiento deberá ser capaz de soportar el cortocircuito a tierra hasta el año 2030.

11 Se permitirá el uso de torres atirantadas. 12 La pérdidas del sistema de transmisión tanto por energía como por

demanda debido las pérdidas longitudinales (Joule) como transversales (corona, fuga de aisladores) serán penalizados de acuerdo a la tarifa en barra en el punto de envío de la energía.

13 Para los servicios de mantenimiento de la línea el postor podrá ofrecer

en lugar de un sistema de radio UHF/VHF un sistema de comunicación con celulares satelitales.

14 El Postor podrá ofrecer cables de AEROZ, AAAC, ACSR o ACAR según

las cargas, vanos y tiros adecuados que para él presenten la mejor opción de construcción y operación siempre y cuando se garantice un tiempo de vida útil de 30 años y no se supere las siguientes pérdidas incluyendo las pérdidas por corona y fuga de aislamiento:

. En 500 kV: no más del 5% cuando se envíen 1000 MW a un factor

de potencia a la salida de 0,95 y una longitud de línea de 561 km.


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ANEXO 8

SILUETAS TÍPICAS DE TORRES 500 kV


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LÁMINA 1


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LÁMINA 2


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LÁMINA 3


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ANEXO 9

SILUETAS TÍPICAS DE TORRES 220 kV


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LÁMINA 4


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LÁMINA 5


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LÁMINA 6


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ANEXO 10

CALCULO DEL AISLAMIENTO DE LA LINEA DE TRANSMISION


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1.0 CALCULO DEL AISLAMIENTO 1.1 PREMISAS DE DISEÑO

El diseño del aislamiento de la Línea de Transmisión 500 kV, se efectuará bajo la consideración de los siguientes criterios: Diseño mecánico: a. Diseño de cadena de suspensión b. Diseño de cadena de anclaje Diseño Eléctrico: a. Sobretensión a frecuencia industrial húmedo b. Sobretensión de maniobra c. Distancia de fuga. 1.2 DISEÑO MECÁNICO

El diseño mecánico de la cadena de aisladores se efectuará para las estructuras de suspensión y de ángulo mediano. 1.2.1 Diseño de cadena de suspensión a. Condición de máximo viento

El diseño mecánico se efectuará para dos conductores ACAR 608 mm² por fase.

El diseño se efectúa con los parámetros ambientales de la tabla 250-1-B para la zona B, C y Área 0 (menor que 3 000 msnm) del Código Nacional de Electricidad Suministro, que se mencionan a continuación:

• Temperatura, 20° C • Viento máximo transversal al eje de la línea 26 m/s. (PV = 42,25 kg/m²)

Debiendo cumplirse la siguiente expresión:

( ) ( ) 221

2321 VVTTTfsP ++++×≥ (a)


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______________________________________________________________________


Donde: P = esfuerzo de rotura del aislador y herrajes T1 = carga transversal debido al viento sobre el conductor T2 = carga transversal debido al viento sobre los aisladores T3 = carga transversal debido al ángulo de desvío T3 = 2 xT x sen α/2 T = Tiro del conductor en condición de máximo viento V1 = peso del conductor, para el vano peso V2 = peso de aislador + peso de herrajes Fs = 2,0; factor de seguridad

Los cálculos se presentan al final del Anexo. b. Condición de rotura del conductor

El diseño mecánico se efectuará para dos conductores ACAR 608 mm² por fase.

El diseño se efectúa para las siguientes condiciones:

• Temperatura promedio, 20° C • Viento promedio transversal al eje de la línea, PV = 0,00 kg/m² • Rotura de un conductor de fase

En este caso la expresión a cumplirse es la siguiente:

( ) ( ) ( )22321

2*12 LkTTTVVfsP ×+++++×= (b)

Donde: P = esfuerzo de rotura del aislador y herrajes

V1* = 0,75 x V1

El cálculo del tiro longitudinal L está afectado por coeficientes de reducción de tiro y de impacto por rotura de conductor.


_________________________________________________________________________

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Después de la rotura del conductor, la cadena de aisladores utilizará el coeficiente de reducción de tiro y se aplica el factor de seguridad (fs). Coeficiente de reducción k = 0,70 para conductor ACAR 608 mm² Factor de seguridad fs = 2,00 En el instante de la rotura de un conductor de fase, el tiro longitudinal L está afectado por un coeficiente de impacto α por rotura de conductor, cuyo valor se calcula mediante el programa Cameco7, resultando el siguiente valor: Coeficiente de impacto α = 5,00 para conductor ACAR 608 mm² En la fórmula (b) cuando se calcula el esfuerzo en la cadena en el momento de la rotura de un conductor, el coeficiente de impacto “α” remplaza en la fórmula al coeficiente “k”. 1.2.2 Diseño de cadena de anclaje a. Condición rotura de conductor El diseño mecánico se efectuará para dos conductores ACAR 608 mm² por fase.

El diseño se efectúa para las siguientes condiciones:

• Temperatura promedio, 20° C • Viento promedio transversal al eje de la línea, PV = 0,00 kg/m² • Rotura de un conductor de fase

En donde se debe de cumplir que:

L = P / α (c)

P = Esfuerzo de rotura del aislador y herrajes L = Máximo tiro longitudinal antes de la rotura de la cadena α = Coeficiente de impacto en caso de rotura de la cadena de anclaje, se

asume 5,00 para el conductor ACAR 608 mm²


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______________________________________________________________________


1.2.3 Conclusión

Considerando tres conductores por fase tipo ACAR 608 mm² y la selección de aisladores por distancia de fuga, la cadena de aisladores tipo Fog de suspensión y de anclaje deben resistir una fuerza de de resistencia electromecánica de 160 kN.

2.0 Diseño Eléctrico

2.1 Diseño del Aislamiento por Sobretensión a Frecuencia Industrial, Con Contaminación

Se efectúa el diseño del aislamiento por Sobretensión a Frecuencia Industrial, con contaminación y corregido por factores ambientales. a. Cálculo de los Factores de Corrección Ambiental

El factor de corrección ambiental a calcular es el relacionado a la densidad relativa del aire DRA.

El factor de corrección por densidad relativa del aire (DRA) es igual a 0,875 para una altitud máxima de 1200 msnm.

b. Cálculo del Número de Aisladores por Sobretensión a Frecuencia

Industrial

• Se calcula el sobrevoltaje línea a tierra a frecuencia industrial ( )VF1

VFV

Ksv KfLL1 3

= × ×

Donde: VLL

3 = Valor de la tensión línea a tierra;

Ksv = sobrevoltaje permitido en operación normal, por lo general 5% (Ksv = 1,05);

Kf = Factor de incremento de la tensión en las fases sanas durante una falla monofásica a tierra (Kf = 1,3).


_________________________________________________________________________

______________________________________________________________________


Remplazando: VF1 = 394 kV • Cálculo del Voltaje Crítico Disruptivo (VCFO), mediante expresión de la IEC.

( )σ311

−=

VFVCFO

Donde: σ = 6% para voltaje de impulso debido a sobretensiones de

maniobra seco ó húmedo y voltaje a frecuencia industrial húmedo.

Remplazando: KVVCFO 5,480= • Cálculo de Voltaje Crítico Disruptivo Corregido (VCFOC) por densidad relativa

del aire (DRA) (VCFOC) para frecuencia industrial

DRAV

V CFOCFOC =

Donde: DRA = 0,875 para una altitud de 1 200 msnm y 20°C

Remplazando: kVVCFO 549875,0

5,480==

Utilizando el catálogo de fabricantes, el número de aisladores tipo Standard de 146 x 280 mm, se selecciona 15 unidades. 2.2 Por Sobretensión de Maniobra a. Cálculo de Sobretensión de Maniobra Máxima Convencional (VSM) La Sobretensión de Maniobra Máximo Convencional, en valor pico es

SMVVSM LL ×= ×

32


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Donde: VLL = Voltaje pico nominal del sistema, línea - línea SM = Sobretensión de maniobra en p.u., se asume igual a 3,35 b. Cálculo del Voltaje Crítico Disruptivo (VCFO) Según criterio de la IEC: ( )σ31−×= CFOVVND

Donde: VND = Voltaje Mínimo Resistente, en kV

CFOV = Voltaje Crítico Disruptivo, en kV

σ = Desviación estándar normalizada con respecto a la VCFO, generalmente se asume 6%

Considerando que el aislamiento exige que: VSM VND≤

( )σ313

2−×=×

×CFO

LL VSMV

Finalmente se obtiene la siguiente expresión:

( ) SMVV LLCFO ×⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ××

−=

32

311

σ

c. Cálculo del Voltaje Crítico Disruptivo Corregidos por Factores

Ambientales (VCFOC).

N

CFOCFOC DRAHvKKVV ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×××= 21

Donde: K1 = Factor de corrección por lluvia, normalmente es 1,05 K2 = Tensión impulso/sobretensión de maniobra es 1,2. Hv = 1,05 DRA = 0,875

Remplazando: ( )σ311

32

21 −×⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛××××

×=

nLL

CFOC DRAHvKKSMVV


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______________________________________________________________________


( )06,0311

875,005,12,105,135,3

32525 1

×−×⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛××××

×=CFOCV

kVVCFOC 6482= (Voltaje Resistente)

El Voltaje Crítico Disruptivo por sobretensión de maniobra corregido por factores ambientales es.

kVkVVCFOC 171282,06482 =×=

Utilizando el catálogo de fabricantes, el número de aisladores tipo Standard de 146 x 280 mm, se selecciona 24 unidades. 2.3 Diseño del Aislamiento por Distancia de Fuga

La selección de los aisladores para un determinado nivel de contaminación se efectúa según las recomendaciones presentadas en la norma IEC - 60815, que elabora el cálculo en base a la distancia de fuga de la cadena de aisladores.

La línea de transmisión a 500 kV en estudio, se caracteriza por recorrer los cerros cercanos a la costa y tramos muy cercanos al mar, definiéndose como una zona en donde esporádicamente se presentan lluvias, y en donde el trazo de ruta de la línea recorre altitudes menores de 1 200 msnm.

En la regla 233.C.2.b del Código nacional de Electricidad – Suministro, se determina la distancia adicional que debe incrementarse por encima de 1 000 msnm; el factor de altitud Fa, es el siguiente.

Fa = 1,03 d Donde: ( )300

0001−=

Hd

msnmH 2001= , altura máxima en el trazo de ruta

Remplazando: d = 0,67; Fa = 1,02


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______________________________________________________________________


En función a estas características asumiremos el nivel de contaminación según la norma IEC - 60815 De acuerdo a medio ambiente del trazo de ruta se utiliza el Nivel IV de la IEC - 60815 de 25 mm/kV, debido principalmente a que el trazo en promedio se encuentra alejado en más de 10 km de la costa, presentando muchas áreas expuestas a vientos pero no cercanas a la costa, en donde se utilizarán cadenas de aisladores Antifog de porcelana o aisladores poliméricos, considerando la siguiente distancia de fuga total de la cadena (Df):

Df = KV x Dfu x Fa Donde: KV = 525 kV; Dfu = 25 mm/kV; Fa = 1,02 Remplazando: Df = 13 388 mm

La distancia de fuga unitaria del aislador tipo Fog es 545 mm.

FogtipounidadesaisladoresdeNúmero

unidadesmmaisladordelfugadeciaDis

mmtotalfugadeciaDisaisladoresdeNúmero

25

6,24)(tan

)(tan

≅

==

2.4 Resumen de la Selección de Aislamiento

La cadena de aisladores de suspensión de la línea de transmisión se determina según los criterios de sobretensión a frecuencia industrial, sobretensión de maniobra y por distancia de fuga, habiéndose seleccionado 25 unidades aisladoras tipo Fog para la cadena de suspensión.


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Selección de Número de Aisladores

Aisladores Standard (280 x 146) Aisladores Tipo Fog

(330 x 146) Altitud Máxima (msnm)

Sobretensión a Frecuencia

Industrial

Sobretensión de maniobra

Distancia de fuga

Distancia de

Fuga

Número de AisladoresTipo Fog

Requerido

1 200

15

24

35

25

25

Se recomienda la utilización de aisladores tipo Fog con una distancia de fuga unitaria de 545 mm y con una mínima resistencia a falla mecánica de 160 kN.

En las cadenas de anclaje se adicionará dos aisladores por razones de seguridad (ante la posible rotura de una o dos unidades) En conclusión, para la línea de transmisión de 500 kV, cuyo trazo se ubica en altitudes menores a 1 200 msnm se utilizará el siguiente aislamiento: • Cadena de suspensión con 25 unidades aisladoras tipo Fog de 160

kN de carga electromecánica; y • Cadena de anclaje 27 unidades aisladoras tipo Fog de 160 kN de

carga electromecánica. a. Características del aislador tipo Fog seleccionado

Las características del aislador tipo Fog seleccionado son las siguientes: - Material : Porcelana o vidrio - Tipo : Suspensión y Anclaje - Clase IEC : U160BSP - Norma IEC : 20 A


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- Conexión : Ball & socket - Diámetro de disco : 330 mm - Altura : 146 mm - Distancia de fuga : 545 mm - Carga de falla electromecánica : 160 kN - Voltaje Resistente al Impulso de rayo seco: 140 kV - Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial • Húmedo : 55 kV • Seco : 90 kV - Voltaje de Perforación a Frecuencia Industrial: 130 kV - Peso Neto Aproximado : 8,8 kg En la selección del aislador tipo Fog se utiliza la Norma IEC, la descripción de este aislador seleccionado se obtiene de catálogo del fabricante NGK.

b. Características de las cadenas de suspensión y de anclaje:

Las características eléctricas de las cadenas de aisladores de suspensión y anclaje, obtenido del catálogo NGK del fabricante de aisladores utilizando la Norma IEC, que será empleado en la Línea de Transmisión en 500 kV SE Chilca – SE Marcona son las siguientes: Tipo de cadena : Suspensión Anclaje

- Número de aisladores : 25 unidades 27 unidades - Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial

• Seco : 1 060 kV 1 120 kV • Húmedo : 670 kV 710 kV

- Voltaje Resistente a impulso de rayos : 2 025 kV 2 180 kV - Resistencia Electromecánica : 160 kN 160 kN - Distancia de Fuga Mínima Total : 13 625 mm 14 715 mm

3. Aislamiento para altitudes hasta 3200 Siguiendo la formulación y procedimiento anterior se obtiene:


_________________________________________________________________________

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Aisladores Standard (280 x 146)

Aisladores Tipo Fog (330 x 146)

Número de Aisladores Tipo Fog

Requerido Altitud

Máxima (msnm)

Sobretensión a Frecuencia

Industrial

Sobretensión de maniobra

Distancia de Fuga

3 200

19

30

30

30

Para altitudes hasta 3200 msnm, se recomienda la utilización de aisladores tipo Fog con una distancia de fuga unitaria de 545 mm y con una mínima resistencia a falla mecánica de 160 kN.

En las cadenas de anclaje se adicionará dos aisladores por razones de seguridad (ante la posible rotura de una o dos unidades) En conclusión, para la línea de transmisión de 500 kV que recorre altitudes hasta de 3200 msnm, se utilizará el siguiente aislamiento: • Cadena de suspensión con 30 unidades aisladoras tipo Fog de 160

kN de carga electromecánica; y • Cadena de anclaje 32 unidades aisladoras tipo Fog de 160 kN de

carga electromecánica.

RESUMEN

Chilca - Marcona 500 kV ≤ 1200 Cadenas de suspension 25 Aisladores SUPERFOG, 160 kN Cadenas de anclaje 27 Aisladores SUPERFOG, 160 kN Marcona - Caraveli 500 kV > 1200 a 3200 Cadenas de suspension 30 Aisladores SUPERFOG, 160 kN Cadenas de anclaje 32 Aisladores SUPERFOG, 160 kN

Marcona Nueva – Marcona Existente 220 kV Cadenas de suspension 18 Aisladores FOG, 120 kN Cadenas de anclaje 19 Aisladores FOG, 120 kN


_________________________________________________________________________

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ANEXO 11

PANEL FOTOGRÁFICO


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______________________________________________________________________


SE PROYECTADA CHILCA 500 kV

VISTA V0-V1


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______________________________________________________________________


VISTA V4 – V5, CRUCE DEL VALLE DE ASPITIA

VISTA V7 – V8. OBSERVESE LA TORRE DE PLATANAL – CHILCA


_________________________________________________________________________

______________________________________________________________________


VISTA V8 – V9. LLEGANDO AL VALLE DE LUNAHUANA

VISTA V9 – V8. LINEA 500 KV PARALELA A LINEA CHILCA – INDEPENDENCIA.


_________________________________________________________________________

______________________________________________________________________


VISTA V8-V9, CERCA A V9. LINEA 500 KV PARALELA A LINEA EXISTENTE.

VISTA ZONA INDEPENDENCIA, DONDE SE PROPONE VARIANTE LINEA 220 KV.


_________________________________________________________________________

______________________________________________________________________


ESTRUCTURA A DESMONTAR DE LINEA 220 KV, PARA PASO DE LINEA 500 KV.

V12 – V13. CRUCE DEL RIO PISCO.

Anteproyecto de La LT 500 kV Chilca-Marcona-Caraveli RevA (Mari Nunez 2006-11-09)

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Transcript of Anteproyecto de La LT 500 kV Chilca-Marcona-Caraveli RevA (Mari Nunez 2006-11-09)