santuario socabaya charcani 5

LINEA SANTUARIO SOCABAYA – CHARCANI V 220KV 62 KM - 190MVA

Universidad Católica de

Santa María

Líneas de transmisión

Proyecto

Línea de Transmisión Santuario-Socabaya Charcani V

220kv, 62 KM -190MVA

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Integrantes: -Cabrera Perochena Giancarlo -Chaupe Parillo Italo -Valdivia Callo Franccesco

ESTUDIO DE INGENIERIA PROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN SANTUARIO-SOCABAYA CHARCANI V

INDICE GENERAL

I Memoria Descriptiva…………………………………………………………….Pág 4.

1. GENERALIDADES 2. DESCRIPCION GENERAL DE LA RUTA

2.1.- Ubicación del Proyecto 2.2.- Acceso al Área de Proyecto

3. ANTECEDENTES3.1 Alcance General de Ingeniería

II Justificación de Proyecto………………………………………………………..Pág 6.

4. OBJETIVOS 4.1.-Area de Proyecto

III Memoria de Cálculo……………………………………………………………Pág 7.5. CALCULOS DE INGENIERIA

5.1.- Desarrollo5.2.- Composición de línea en relación al tipo y cantidad de torres5.3.- Estados a considerar

5.4.- Separación entre Conductores. 5.5. Diseño de la Línea de Transmisión a 220kV

6 DISTANCIA MEDIA GEOMETRICA7 . CONSTANTES KILOMÉTRICAS

7.1 Conductor8 . CONSTANTES AUXILIARES 8.1 Comprobación de las Constantes Auxiliares

9. CÁLCULO DEL CIRCUITO EQUIVALENTE

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9.1 Potencia9.2 Calculo de la corriente9. 3 Cálculo de la potencia de transporte de la línea existente

III Especificaciones Técnicas Línea de Transmisión………………………………Pág.52

10.- ELEMENTOS DE EQUIPAMIENTO EN LA LINEA DE ALTA TENSION

11.- MATERIALES UTILIZADOS EN LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN.

12.- SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES UTILIZADOS EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN.

13. CONCLUCIONES:

14. BIBLIOGRAFÍA:

IV Planos del ProyectoV Anexos del Proyecto

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MEMORIA DESCRIPTIVA

1.- GENERALIDADES

El presente proyecto tiene por objetivo el desarrollo del “Estudio de Ingeniería para una línea de transmisión eléctrica de 220 kv, tramo licitado desde la Subestación Socabaya hasta la C.E Charcani V.

Tiene la finalidad de dotar de energía eléctrica a las Zonas de Crecimiento de desarrollo Sur Oeste urbano Nueva Socabaya, San Isidro, Yarabamba, Quequeña, Pocsi y Polobaya, en cumplimiento de Normatividad vigente respaldada por Ley de Concesiones Eléctricas siendo su principal objetivo, crear la infraestructura eléctrica necesaria para la atención confiable del servicio y que garanticen los niveles y estándares de seguridad para los centros de producción Agroindustrial, las personas, equipos y maquinarias de propiedades Exclusivas.

2.- DESCRIPCION GENERAL DE LA RUTA

2.1.- Ubicación del Proyecto

El proyecto se encuentra localizado entre los la parte Sur Oeste del Departamento de Arequipa, provincia de Arequipa, Socabaya – Charcani. Parte desde la subestación de Santuario Socabaya, hasta llegar a la subestación de transmisión eléctrica Charcani V.

Fig. 1. Planimetría de Ubicación de Proyecto de Línea de transmisión, Google Earth

Arequipa

Socabaya

Charcani

N

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En su recorrido cruza por las zonas de Socabaya , parte de, Paucarpata, y Chihuata. el punto de partida está localizado en las coordenadas fijadas en el mapa de recorrido y la llegada en Charcani V . Las Altitudes son: 2.300 m.s.n.m. al inicio, 3.600 m.s.n.m. en el punto más alto y 3.200 m.s.n.m. a la llegada a la subestación Eléctrica Charcani V . La ubicación del proyecto se indica en el gráfico de la página siguiente, en tanto que en plano de implantación general correspondiente indica el recorrido de la línea. Por la ubicación de la línea respecto a la altura sobre el nivel del mar, de acuerdo a las normas para el diseño de líneas de transmisión utilizadas, corresponde la zona 2, por lo que se tomará en cuenta estas condiciones para el diseño.

2.2.- Acceso al Área de Proyecto

El trazo de la línea en 220 kV recorre las localidades ubicadas entre Socabaya y Chilina, en un 50 % va en línea recta y el resto va por zonas montañosas y quebradas, que une las subestaciones de Socabaya y Chilina.

3.-ANTECEDENTES

Basados en los citados estudios, se desarrolla el presente estudio donde se realiza la presentación de Proyecto de Ingeniería de la línea de transmisión, potencia necesarias para la puesta en operación de las líneas de transmisión.

3.1.- Alcance General de Ingeniería

La línea de transmisión evaluada comprende un total de 5 tramos en 220 kV, siendo este las siguientes disposiciones de diseño:

Línea de Transmisión 220 kV – .62 km, S.E Socabaya- C.E Charcani

• Diseño de L S.T. Mediante sistema convencional aéreo en simple terna.• Especificaciones técnicas para el suministro de materiales, equipos y montaje Electromecánico.• Cálculos Justificativos (Cálculos eléctricos y mecánicos)• Detalles y planos del Proyecto

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JUSTIFICACION DE PROYECTO4.-OBJETIVOS:

Lograr el recorrido de proyección de “Línea de Transmisión Santuario-Socabaya Charcani V 220 KV y Subestaciones Asociadas”, que se refiere primera parte del trabajo se ha desarrollado los posibles circuitos de la líneas de transmisión; para ello se estudió y analizó la composición de la línea Santuario Socabaya – Charcani V, en cuanto a lo que tipo y cantidad de torres se refiere:

El diseño de la Construcción de la Línea de Transmisión desde la Sub estación – Socabaya hasta Charcani V de la subestación 220kV/190MVA, ubicada en el Distrito de Socabaya, hasta las faldas del Volcán Misti Localidad Charcani con una longitud de 62 Km (distancias relativas horizontales y verticales). 4.1.-Area de ProyectoEl área del proyecto se encuentra ubicada tanto en la Sierra sur del Perú, a una altitud de 2300msm. Y 3200msm

Fig. 2. Línea de Transmisión efectiva Santuario Socabaya - Charcani V, Google Earth

SOCABAYA

CHARCANI V

TRAMO 1

TRAMO 2

TRAMO 3

TRAMO 4

TRAMO 5

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5. CALCULOS DE INGENIERIA

5.1 Desarrollo:

La línea que se analizó posee las características enunciadas. Esta línea al atravesar regiones de distinta geografía posee una variedad considerable de torres que la sostienen; en la siguiente tabla podemos apreciar que cantidad de cada tipo de torre componen la línea.

CARACTERISTICAS DE LINEA DE TRANSMICION

Extremos Socabaya- Charcani V

Ternas 1

Tensión 220 kV

Potencia 190MVA

Longitud aproximada 62 Km

Frecuencia 60 Hz

Circuitos Simple

Fig. 3. Tramos de distribución de Línea de transmisión de Santuario Socabaya - Charcani V, Google Earth

a. Línea de Transmisión

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Principales características de la línea en 220 kV Socabaya-Charcani V: Tensión Nominal: 220 kV Número de Ternas: Una Longitud: 62 km Conductor: 242.2 mm² aleación de aluminio ACAR Estructuras: “T” (1 torre), crucetas y brazos Aisladores: Poliméricos Altura máxima sobre el nivel mar: 3 600 m.s.n.m.

Fig. 4. Tramos de distribución de Línea de transmisión de Santuario Socabaya - Charcani V, Google Earth

5.2 Composición de línea en relación al tipo y cantidad de torres

Esta línea al atravesar regiones de distinta geografía posee una variedad considerable de torres que la sostienen; en la siguiente tabla podemos apreciar que cantidad de cada tipo de torre componen la línea.

APOYOSNUMER

O

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De alineación 84

De ángulo 38

De anclaje 46

Fin de Línea 2

Especiales 36

TOTALES 206

Después del cálculo de N° de torres a ser instalados y selección de tipo de torres, se va a calcular la tabla de cálculo de N° de aisladores.

APOYOSNÚMER

O

CADENAS DE AISLADORES POR APOYO

N° DE AISLADORESPOR CADENA

TOTAL DE AISLADORES[unidades]

De alineación

84 3 8 2016

De ángulo 38 6 9 2268

De anclaje 46 6 9 2700

Fin de Línea 2 6 9 108

Especiales 36 12 9 4104

TOTALES 206 27 44 11196

Teniendo en cuenta que la línea estará afectada por un clima seco durante un período del año y por un clima húmedo durante el restante consideramos una pérdida por aislador equivalente a 3W durante el período seco y 5W durante el período húmedo, obteniendo los resultados representados en la Tabla.

5.3. Estados a considerar

Según las normas para líneas de transmisión a 220 KV., las que son aplicadas por Transmisión, se definen dos zonas que son:

Zona I: que corresponde a la parte baja del territorio nacional hasta una altura de 1000 m.s.n.m.

Zona II: que corresponde básicamente a la meseta andina y comprende terrenos desde los 1.000 hasta los 3.500 m.s.n.m.

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De acuerdo con esta clasificación, la línea de transmisión de 220kV tramo Socabaya-Charcani V objeto del presente estudio, se ubica en la zona II, por lo tanto el estudio se realizara con los parámetros definidos exclusivamente para este tipo de zona.

De acuerdo a las normas para el cálculo mecánico se consideran los siguientes estados climatológicos:

Estado I.- Este estado corresponde a la mínima temperatura, define la flecha mínima de los conductores y cables de guardia, al igual que una de las condiciones para definir la tensión máxima de los conductores y cables de guardia. Las condiciones para el cálculo son:

Zona II Temperatura: -5° C

-Viento: 0 Km/h

APOYOS NÚMERO

CADENAS DE

AISLADORESPOR APOYO

N° DE AISLADORES

POR CADENA

TOTAL DEAISLADORES[unidades]

PÉRDIDADE POTENCIA,

SECO [W]

PÉRDIDA DE POTENCIA,

HÚMEDO[W]

De alineación

84 3 8 2016 604810080

De ángulo 42 6 9 2268 6804 11340

De anclaje 50 6 9 2700 8100 13500

Fin de Línea 2 6 9 108 324 540

Especiales 38 12 9 4104 12312 20520

TOTALES 206 27 44 11196 33588 55980

Con este resultado obtenemos una pérdida por kilómetro de línea, para tiempo húmedo igual a:

55.980 kW

62km=0.902

kWkm

p=0.9023

=0,300kWkm

Con este valor se calculó la conductancia kilométrica por fase:

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Gk , húmedo=

p

V 210−3= 0,300

[ 220

√3 ]2

10−3=1,85 x10−8 Skm

3 Gk ,húmedo=3 x 1.85 x 10−8=5.57 x10−8 Skm

En el total de la línea, de 62 km de longitud:

Gk , húmedo=5.57 x 10−8 x62=3.45 x10−6 S

Una vez calculadas las pérdidas debido a los aisladores procedemos a verificar si se produce el efecto corona a lo largo de la línea y a contabilizar las pérdidas que el mismo produce.

Analizamos la estructura de los apoyos de la línea y calculamos la distancia media geométrica entre fases, utilizando la figura modelo que se muestra a continuación.

5.4. Separación entre Conductores.

Debido a la oscilación de los conductores, estos deben guardar restricciones límites en cuanto al vano adyacente y en cuanto a la inclinación de la cadena debido al viento.

La separación mínima entre conductores fija el vano máximo que puede tener una determinada estructura y, la norma establece valores mínimos de separación

5.5. Diseño de la Línea de Transmisión a 220kV

Entre conductores para los vanos máximos. Este ha sido uno de los principales criterios para determinar la geometría de las estructuras.

6 DISTANCIA MEDIA GEOMETRICA

La distancia media geométrica entre fases será:

D 1−2=D 2−3=d

D 1−3=2d

D= 3√D 1−2∗D 2−3∗D1−3

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D=d 3√2

D=7.30 3√2

D=9.20 m.=920 cm .

Como se puede observar en los planos adjuntos a este trabajo, suponemos que los 62 km de la línea pueden dividirse en 5 tramos y obtenemos los datos que se muestran en la Tabla.

Tramo

Altitud media sobre el nivel del mar [m]

Temperatura media[°C]

Longitud[km]

h[cmHg] δ

1 2300.0 25 14,300 570.75

0

2 2600.0 22 13,700 550.73

1

3 3600.0 15 12,000 48.680.66

3

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4 3400.0 17 11,500 49.920.67

5

5 3200.0 18 10,500 51.160.68

9

Calculamos para todos los tramos las tensiones críticas disruptivas Uc y U´c con tiempo seco y húmedo, considerando que el conductor seleccionado corresponde a un modelo de ACAR de 36.26 mm.

Uc=84∗mc∗δ∗mi∗r∗log( Dr )

Tramo Uc (tiempo húmedo) Uc (tiempo seco)1 262.65 210.122 256.01 204.813 232.10 185.684 236.37 189.105 241.41 193.13

Considerando que nuestra tensión nominal es de 220kV llegamos a la conclusión de que el efecto corona está presente en toda la línea, produciendo las siguientes pérdidas para el caso húmedo:

TramoUc (tiempo húmedo)

[kV]Pérdida por efecto corona, húmedo

[kW/km]

1 210.12 4.917

2 204.81 6.697

3 185.68 16.093

4 189.10 14.034

5 193.13 11.831

Con estos valores de pérdida por efecto corona procedemos a calcular la conductancia kilométrica por conductor, debida al efecto corona.

Tramo Gk por conductor efecto corona [S/km]

1 3.34078E-07

2 3.51629E-07

3 4.27809E-07

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4 4.12489E-07

5 3.95449E-07

Una vez obtenidos estos valores se calculan las pérdidas y conductancias totales por efecto corona en cada uno de los tramos:

TramoLongitud

[km]

Pérdida por efecto corona

[kW/km]

Gk por conductor efecto corona

[S/km]

Pérdida total por tramo[kW]

Gk total por tramo[S]

1 14,300 4.917 3.34078E-07 210.92 1.00224E-06

2 13,700 6.697 3.51629E-07 275.26 1.05489E-06

3 12,000 16.093 4.27809E-07 579.34 1.28343E-06

4 11,500 14.034 4.12489E-07 484.18 1.23747E-06

5 10,500 11.831 3.95449E-07 372.67 1.18635E-06

Total 62.000 53.572 1.92145E-06 1922.368 5.764362E-06

Entonces los promedios kilométricos serán:

- Pérdida de potencia por efecto corona con tiempo húmedo

1922.36862

=31.00kWkm

- Conductancia:

5.764362 E−0662

=9.29 x 10−8 Skm

Siendo el resumen de resultados el siguiente: .

Conductancia [S] Potencia [kW]En los 11196

aisladores 346E-08 56.45En el tramo 1° 1.00224E-06 210.92En el tramo 2° 1.05489E-06 275.26En el tramo 3° 1.28343E-06 579.34En el tramo 4° 1.23747E-06 484.18En el tramo 5° 1.18635E-06 372.67

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Total 9.22E-06 1978.82

Obteniendo las siguientes conductancia y pérdida de potencia kilométricas:

Gk=9.22E-06

62=1.48 x 10−7 S

km

pk=1978.82

62=31.91

kWkm

7.- CONSTANTES KILOMÉTRICAS

Se decidió trabajar en una primera instancia con un conductor de cable de aleación de aluminio ACAR de 777.5 mm2, cuyos datos característicos se dan en la siguiente tabla.

7.1 Conductor

Resistencia Eléctrica:

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Rk=12

0,0387=0,01935Ωkm

Reactancia de autoinducción

X k=Lk=[0.25+4,6 lgD

√r∗∆ ]10−4 x 376.92

X k=[0,25+4,6 lg9200

√1.813∗400 ]10−4 x376.92=0.4488Ωkm

Susceptancia

Bk=C k ω= 24,2

lgD

√r∗∆

10−9 ω

Bk=24,2

lg9200

√1.813∗400

10−9 x2 πx60=3.60 x10−6 Skm

Perditancia:

La misma fue calculada anteriormente y se obtuvo el siguiente valor

Gk=1.48 x10−7 Skm

=0

Impedancia:

Zk=Rk+ j X k=0,01935+ j0.4488=0.4492∠87 °53 ´

|Zk|=√0,019352+0,44882=0,4492Ωkm

βZk=arctg

0,44880,01935

=arctg (23.19)=¿87°53´

Admitancia:

Y k=Gk+ j Bk=0+ j3,60 x10−6=3.60 x 10−6∠90 °

|Zk|=3,60 x 10−6 Skm

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βY k=arctg

3,60 x10−6

0=arctg inf =90 °

Obteniendo entonces las siguientes características eléctricas de la línea de 62 km:

Resistencia eléctrica R=0.01935 x62=1.1997 Ω

Reactancia de autoinducción X=0,4488 x62=27.82Ω

Susceptancia B=3,60 x10−6 x62=0.0002 SPerditancia G=1.48 x 10−7 x62=0.0000092 SImpedancia Z=0,4492 x62∠87 °53 ´=27.85∠87 °53 ´

Admitancia Y=¿ 0.0002∠90 °

Zc=√ ZY

=√ 27.85∠87 ° 5 3 ´0.0002∠90 °

=373.16∠−1° 23 '

Angulo característico:

θ=√Z Y=√27.85∠87 °5 3 ´ x0.0002∠90 ° ´=0 ,0746∠ 88° 76 ´

Parte real:θ ´=0,0746∗cos(88 °76 ´ )=0 ,0016

Parte imaginaria:θ ´ ´=0,0746∗sen (88 °76 ´ )=0 ,0760

Luego:θ=0 ,0016+ j0 , 0760

Potencia característica:

Pc=U 2

Zc

=2200002

373.16=129 x 106W =129 MW

El resumen de las magnitudes calculadas es entonces:

Constantes kilométricas

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Resistencia eléctrica Rk=0.01935Ωkm


X k=0,4488Ωkm

Susceptancia Bk=3,60 x 10−6 Skm

Perditancia Gk=0S

kmCaracterísticas eléctricas

Resistencia eléctrica R=1.1997Ω


X=27.82Ω

Susceptancia B=0.0002 S

Perditancia G=0 S

Impedancia Z=27.85∠87 °53 ´

Admitancia Y=0.0002∠ 90°

Impedancia característica Zc=373.16∠−1 ° 23´

Ángulo característico θ=0,0746∠88 °76 ´

Potencia característica Pc=129 MW

8. CONSTANTES AUXILIARES

A = cosh√ZY

A = cosh(0 .0746∠88 °76 ' ´)

A = 0.9972∠0.0069°

B = Zcsenhθ

B = 3 73.16∠−1° 23 ´ x senh (0 ,0746∠88 ° 76 ' )

B = 27.82∠87.53°

C =

1Zc

senhθ

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C = 1

373.16∠−1 °2 3 ´xsenh ¿‘)

C= 0.0002∠89.99°

D = A

D = 0.9972∠0.0069°

8.1 Comprobación de las Constantes AuxiliaresA = a’+ja’’ = 0.9972 + j0.0001

B = b’+jb’’ = 1.1989 + j27.7942

C = c’+jc’’ = 0.000 + j0.0001

Comprobación de la 1era ecuación

Α2−ΒC=1+ j 0

(0.9972 + j0.0001) 2- (1.1989 + j27.7942) x (0.000 + j0.0001)

0.999999+ j 0.0000206 = 1 + j 0

Comprobación de la 2da ecuación

a '2−a ''2−b' c '+b '' c ''=1

1.0012772-0.006762-1.18165 x 0.00275 + 4.8584 x 0.00015 = 0.9999895291

Comprobación de la 3era ecuación

2a ' a ''−b ' c ''−b '' c '=0

2x1.001277x0.00676-1.18165x0.00015-4.8584x0.00275 = -5.8246x10-7 = 0

9.- CÁLCULO DEL CIRCUITO EQUIVALENTE

a. Método basado en el desarrollo en serie de las funciones hiperbólicas

1. Calculo para plena carga en el extreme receptor:

P=129Mw

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Cosø=0.86 U=220Kv V=127Kv L=62 Km.

I 2=P2

√3 ×U 2× cos∅

I 2=129000000 w

√3 ×220000 × 0.86

I 2=393.6469 Amp .

I 2=393.6469∠−30.68 °

2. Tensión en el extremo generador:

V 1=A V 2+B I 2

V 1=0.9972∠0.0069 °∗127000∠0 °+27.82∠87.53 °∗393.65∠−30.68°

V 1=132950.55∠3.96 °

U 1=V 1√3=132950.55∠3.96 ° ×√3

U 1=230277.103∠3.96 °

u %=U 1−U 2

U 1

=230.277−220230.277

=4.46 %=5 % Cumple

3. Intensidad en I1 extremos generador:

I 1=C V 2+D I2

I 1=0.0002∠ 89.99°∗127000+0.9972∠0.0069∗393.65∠−30.68

I 1=380.223∠−27.38

4. El ángulo ∅ 1:

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∅ 1=V 1−I 1

∅ 1=3.96+27.38

∅ 1=31.34

cos (31.34 )=0.8541

5. Potencia P1 en el extremo generador:

P1=√3×U 1 I1 cos∅ 1

P1=√3×230.277 × 380.223× 0.8541

P1=130 MW

6. Perdida de potencia:

p %=P1−P2

P1

p %=130−129130

p %=0.77 % Cumple

7. Potencia aparente:

S 1= P1cos∅ 1

S 1= 1300.8541

S 1=152.21 MVA

8. Rendimiento de la línea:

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η=P2

P1

100

η=129152

100

η=84.86 %

b. Método del circuito equivalente “T”

1. Calculo de la línea en “T” a plena carga:

P=129Mw Cosø=0.86 U=220Kv V=127Kv L=62 Km.

I 2=P2

√3 ×U 2× cos∅

I 2=129000000 w

√3 ×220000 × 0.86

I 2=393.6469 Amp .

I 2=393.6469∠−30.68 °

2. Tensión Vc en el condensador

V c=V 2∠0 °+Z I 2

2∠ β2+φ2

V c=127000∠0+ 27.85 ×393.652

∠87.53 °−30.68 °

V c=130.078∠2.02 ° Kv

3. Intensidad I1 en el extremo generador

I 1=I 2∠φ2+Cω V c∠φc+π2

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I 1=393.65∡−30.68 °+0.0002∠90 °∗130078∠2.02

I 1=380.23∠−27.37 °

4. Tensión V1 en el extremo generador

V 1=V c∠φc+Z I1

2∠ β2+β1

V 1=130078∠2.02 °+27.85 × 380.232

∠87.53 °−27.37 °

V 1=132948∠3.958

U 1=V 1√3=√3×132948∠3.958

U 1=230272.70∠3.958 °

5. Calculo de la caída de tensión

u %=U 21−U 2

U 1

u %=230−220230

u %=4.34 % = 5% Cumple

6. Angulo∅=3.958+27.37cos∅=Co (31.32)

cos∅=0.854

7. Potencia en el extremo del generador

P1=√3×U 1 I1 cos∅ 1

P1=√3×230272 ×380 × 0.854

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P1=130.4 Mw

8. Perdida de potencia

p %=p1−p2

p1

p %=130.4−129130.4

p %=1.07 Cumple

9. Potencia aparente

S 1= P1cos∅ 1

S 1= 130.40.8541

S 1=152.67 MVA


η=P2

P1

100

η= 129152.67

100

η=84.49 %

c. Método del circuito equivalente “π”

1. Calculo de la línea en “π” a plena carga:

P=129Mw Cosø=0.86 U=220Kv V=127Kv L=62 Km. I 2=393.6469∠−30.68 °

Página 24


2. Intensidad en la línea

I=I 2∠φ2+C2

ωV c∠π2

I=393.6469∠−30.68°+ 0.0002∠90 °∗127000∠0 °2

I=387.32∡−29.06 °

3. Voltaje extremo generador

V 1=V 2∠φc+Z I 1

1∠ β2+β1

V 1=127000∠0 °+ 27.85× 387.321

∠87.53 °−29.06 °

V 1=132959∠3.96 °

U 1=V 1√3=√3×132959∠3.96 °

U 1=230291∠3.96 °

4. Caída de tensión

u %=U 1−U 2

U 1

u %=230.291−220230.291

u %=4.724 %=5 %Cumple

5. Intensidad en el extremo generador

I 1=I +Y∗V

I 1=387.32∡−29.06 °+ 0.0002∠90 °∗230291∠3.96 °2

I 1=¿375.27∠−26.11

6. Angulo:

Página 25


∅=3.96+26.11cos∅=cos(30.07)

cos∅=0.865

7. Potencia en el extremo del generador

P1=√3 ×U 1 I1 cos∅ 1

P1=√3×230291 ×375.27 × 0.865

P1=129.50 Mw

8. Perdida de potencia

p %=p1−p2

p1

p %=129.50−129129.50

p %=0.386 Cumple

9. Potencia aparente

S 1= P1cos∅ 1

S 1=129.500.865

S 1=149.71 MVA


η=P2

P1

100

η= 129149.71

100

η=86.16 %

Página 26


d. Momento Eléctrico

M=PL=

u100

∗U 2

Rk+ Xk∗tg∅

M=PL=

5100

∗2202

0.01935+0.4488∗0.619M=8143 Mw Km

e. Potencia de transporte

PA=ML

PA=814362

PA=131 MW

f. Perdida de potencia

Pk %=100∗Rk∗Pa

U 2∗cos2∗∅

Pk %=100∗0.01935∗131

2202∗0.85Pk %=0.00616 %

g. Perdida en 100 km de longitud

P 100 km%=0.00616∗100P 100 km%=0.616

p=0.00616∗131P=0.806 MW

h. Potencia máxima por limite térmico

Pmax=√3∗U∗Imax∗cos∅Pmax=√3∗220000∗1148∗0.85

Pmax=¿371 MW

Página 27


10.- CÁLCULO MECANICO

Fig 5 Líneas de transmisión entre vanos

10.1 Criterios de Diseño Mecánico

La línea de transmisión 220 kV SE Socabaya – Charcani V, se caracteriza por ser una línea que se ubica en la región sierra y presenta las siguientes característica:

Nivel de tensión : 220 kV

Número de ternas : una (01)

Disposición de conductores : triangular

Conductor de fase : ACAR 777.5 mm²

Cable de guarda – zona sierra : acero galvanizado EHS 51 mm²

Tipo de estructura : torres metálicas de Ao. Go. en celosía

Longitud de la Línea : 62.0 Km

Potencia de diseño referencial: 190 MVA

Aisladores – zona sierra : standarares

Número de estructuras : 206 Unidades

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Número de vértices : 60

10.2 Cálculo mecánico de un cable de tierra:La línea va a estar situada a más de 1000 m (2950 m de altura en promedio) sobre el nivel del mar, es decir en la zona C del Reglamento de Líneas según el Artículo 17.

La longitud del vano de cálculo será de de 280 a 300 m, considerando en los cálculos 300 m

-Hipótesis C) de tracción máxima admisible. Sobrecarga de manguito de hielo de 0,36.√dkgm

.

Temperatura de -20°C

θE=−20° C

La tracción máxima del cable no resultará superior a su cara de rotura dividida por 2,5.

Es decir, que podrá ser de hasta:

153172,5

=6126.8 kg

Adoptaremos, no obstante, un coeficiente de seguridad mayor (de 3), por lo que dicha tracción máxima no deberá exceder de:

T c=15317

3=5105.67 kg

t c=5105.67

777.5=6.57

kg

mm2

Tenemos que:

Peso propio p=2.141kgm

Hielo ph=0,36√36.26=2.17kgm

Página 29


Peso aparente pc=p+ ph=4.309kgm

Coeficiente de sobrecarga:

mc=pc

p=2.013

Peso por metro y milímetro cuadrado de sección:

=pS=0.00275

kgm

mm2

Valor de la constante K, de la ecuación de cambio de condiciones:

K=tc−[a2 .mc2 .2 E

24 t c2 ]

K=−2.33

Flecha vertical (no hay viento):

f c=a2 ω8 tc

mc=7.11 m

Hipótesis adicional del artículo 27.1 del Reglamento

De acuerdo con el texto del artículo 27.1 del Reglamento, vamos a determinar qué sobrecarga de viento excepcional será igual a la producida por el hielo.

Nuestra línea, como se dijo anteriormente, estará en la zona C

la sobrecarga de hielo será de 0,36√dkgm

Suponemos en un principio que hemos calculado ya cuál será la presión de viento capaz de producir una sobrecarga igual a la de hielo.

Si buscamos datos meteorológicos de la región en la que estará montada la línea y éstos dicen que el viento en la región alcanza valores mayores que el que hayamos calculado, la hipótesis adicional será más desfavorable que la de hielo. Si, por el contrario, el viento en la región no llega a ser del

Página 30


valor que se haya calculado, la hipótesis de hielo será más desfavorable que la adicional. Y si el viento fuese precisamente el calculado, ambas hipótesis, adicional y de hielo, serán equivalentes.

En la práctica, el caso más frecuente es el segundo; el primero se presenta raras veces, y en cuanto al tercero, será pura coincidencia que hielo y viento sean equivalentes.

Si con el subíndice “ad” designamos a las magnitudes correspondientes a la hipótesis adicional, y con el subíndice “C” a las de la hipótesis de hielo (puesto que estamos en la zona C) tendremos que:

mad=1.31

y como

mad=pad

p

Sustituyendo valores y despejando pad

pad=p mad=2,41kgm

Puesto que:

pad=√ p2+ pv2 ad

tendremos que

2,41=√1.812+ pv2 ad

de donde

pvad=2,81kgm

O sea, que el viento capaz de producir la equivalencia que buscamos será el que dé lugar a un peso aparente del cable de 2,46 kg/m.

Este peso aparente será debido a un viento que ejerza una presión P en kg/m2, que determinaremos planteando que:

pvad=Pd

en donde “d” es el diámetro del cable en metros.

Sustituyendo valores:

Página 31


2,81=Px 0,07775 P=36.08kg

m2

En resumen, podemos confeccionar el siguiente cuadro que recoge todos los casos posibles para este ejemplo:

Hipótesis D)

De viento. Sobrecarga de viento de 50 Kg /m2. Temperatura de 15°C

θD=15 ° C

∆ θ=θD−θC=15−(−20 )=35 ° C

Peso propio p=2.141 Kg /m

Viento pv=50× 0.033626=1.81 Kg /m

Peso aparente

pD=√ p2+ pv2=√2.1412+1.812=2.81 Kg /m

Coeficiente de Sobrecarga

mD=pD

p=1.31

Ecuacion de Cambio de condiciones

tD2 [ tD−( K−αE∆ θ ) ]=a2ω2 E

24mD

2

tD2 [ tD−(−2.33−0.000012× 5950× 35 ) ]=30020.002752 5950

241.312

Tenemos la tensión unitaria y total.

tD=4.31 Kg /mm2

T D=4.31×777.5=3351 Kg

Coeficiente de Seguridad

Página 32


153173351

=4.57

Flecha inclinada (hay viento)

f D=a2 ω8 tD

mD=9.42

Hipótesis E)

De temperatura. Sin sobrecarga. Temperatura de 50°C

θE=50 ° C

∆ θ=θD−θC=50−(−20 )=70 ° C

Coeficiente de sobrecarga

mE=1(no hay sobrecarga)

Ecuación de Cambio de condiciones

tE2 [ tE−( K−αE∆ θ ) ]=a2ω2 E

24mE

2

tE2 [ tE−(−2.33−0.000012× 5950× 70 ) ]=30020.002752 5950

2412


tE=3.32 Kg /mm2

T E=2581.30 Kg


153172581.30

=5.93


f E=a2 ω8 tE

mE=9.33

Página 33


Hipótesis F) de hielo. Sobrecarga de manguito de hielo de 0.36√d kg/m Temperatura de 0ºC

θF=0 °C

∆ θ=θF−θC=0−(−20 )=20 °C


mF=mc=1.51

Ecuación de cambio de condiciones:

tF2 [ tF−( K−αE ∆θ ) ]=a2ω2 E

24mF

2

t f2 [ t f− (−2.33−0.000012 ×5950 ×20 ) ]=3002 0.002752 5950

241.512

Tensión unitaria y total:

tF=4.97 Kg /mm2

T F=4.97 × 777.5=3864.18 Kg


8817.82797

=3.15

Flecha vertical (no hay viento)

f F=a2 ω8 tF

mF=9.39 m

Hipótesis para el estudio de los fenómenos vibratorios (artículo 27.3 del reglamento)

Consideremos las dos hipótesis siguientes G y H

Hipótesis G). Tensión de cada día. Sin sobrecarga. Temperatura de 15ºC

θG=15 °C

∆ θ=θG−θC=15−(−20 )=35 °C


mG=1(nohay sobrecarga)

Página 34



tG2 [ tG−( K−αE ∆ θ ) ]=a2 ω2 E

24mG

2

t g2 [ tG−(−2.33−0.000012× 5950× 35 ) ]=30020.002752 5950

2412


tG=3.55 Kg /mm2

T G=3.55 ×777.5=2760.13 Kg


153172760.13

=5.55


f G=a2 ω8 tG

mG=8.73 m

El coeficiente TCD, dado por la expresión:

TCD=Tensióndecada díaCargade rotura

100

Valdrá

TCD=2760.1315317

×100=18.02 %<20 %

Hipótesis H). Tensión en las horas frías. Sin sobrecarga. Temperatura de -5ºC

θH=−5 °C

∆ θ=θH−θC=−5−(−20 )=15 °C


mH=1(no hay sobrecarga)


Página 35


tH2 [tH−( K−αE ∆θ ) ]=a2ω2 E

24mH

2

tH2 [tH−(−2.33−0.000012× 5950 ×15 ) ]=30020.002752 5950

2412


tH=3.69 Kg /mm2

T H=3.69× 777.5=2868.98 Kg


153172868.98

=5.34


f H=a2ω8t H

mH =8.40m

El coeficiente THF, dado por la expresión:

THF=Tensiónen las horas fríasCargade rotura

100

Valdrá

THF=2868.9815317

×100=18.73 %<22.5 %

Hipótesis I). De flecha mínima vertical. Sin sobrecarga.Temperatura de -20C

Esta hipótesis no la incluye el Reglamento de Líneas. Para poder dibujar la curva de flechas mínimas verticales y poder determinar, en el perfil longitudinal del trazado de la línea.

θ I=−20 ° C

∆ θ=θ I−θC=20− (−20 )=0 ° C


Página 36


mH=1(no hay sobrecarga)


t I2 [ t I−( K−αE ∆ θ ) ]=a2 ω2 E

24mI

2

t I2 [ t I−(−2.33−0.000012 ×5950 ×0 ) ]=3002 0.002752 5950

2412


t I=3.77 Kg /mm2

T I=3.77 ×777.5=2931 Kg


153172931

=5.23


f I=a2ω8t I

mI=8.22 m

Hipótesis J).de viento. Sobrecarga de viento de 50 kg/m2. Temperatura de -5ºC

En esta hipótesis tampoco incluye el Reglamento, es necesaria para el cálculo de los apoyos de la línea.

θJ=−5 °C

∆ θ=θJ−θC=−5−(−20 )=15 °C

Coeficiente de sobrecarga.

mJ=mD=1,50


t J2 [ t J−( K−αE ∆θ ) ]=a2ω2 E

24mI

2

Página 37


t J2 [ t j−(−2.33−0.000012× 5950 ×15 ) ]=30020.002752 5950

241.502


t J=4.48 Kg /mm2

T J=4.48 ×777.5=3483.2 Kg


153173483.2

=4.4


f J=a2ω8t H

mJ=9.06 m

Justificación de las hipótesis consideradas.

La justificación de las hipótesis consideradas es la siguiente:Las C, D, E y F las exige el artículo 27 del Reglamento.Las G, H sirven para calcular los coeficientes TCD, de tensión de cada día, y THF, de tensión en las horas frías.La I es para determinar la flecha mínima vertical.La J es necesaria para el cálculo de los apoyos.

El resumen de resultados del cálculo mecánico del conductor es el de la tabla siguiente:

Hipótesis de cálculo Tensión[kg]

Coeficientesde seguridad

Flecha [m]

Vertical InclinadaC) -20°C. Hielo 5105.67 3 7.11 -

D) 15°C. Viento 3351.03 4.57 - 9.42

E) 50°C. Sin sobrecarga 2581.3 5.93 9.33 -

F) 0°C. Hielo 3864.18 3.96 9.39 -

G) 15°C. Sin sobrecarga 2760.13 5.55 8.73 -

H) -5°C. Sin sobrecarga 2868.98 5.34 8.4 -

i) -20°C. Sin sobrecarga 2931.18 3.23 8.22 -

J) -5°C. Viento 3483.2 4.4 - 9,06

Página 38


Tabla de tendido del cable de aluminio-acero

Teniendo en cuenta que para cada temperatura la tensión ha de ser la misma en todos los vanos del tramo, el cálculo de las distintas flechas correspondientes a estos últimos es muy sencillo, puesto que la flecha de cada vano será proporcional al cuadrado de la longitud del mismo.

En efecto, para dos vanos cualesquiera, de longitudes a1 y a2, sus flechas serán respectivamente:

f 1=a1 ω

8 tm

f 2=a2 ω

8 tm

En estas expresiones el coeficiente de sobrecarga m será igual a uno, ya que como se ha dicho, en las operaciones de tendido, se supone que no habrá sobrecarga alguna.

Dividiéndolas miembro a miembro, tenemos:

f 1

f 2

=a1

2

a22

de donde

f 2=f 1[ a2

a1 ]2

Si f 1 es la flecha ya calculada para el vano a1 = 300 metros, a una temperatura cualquiera ϑ°C (sin

sobrecarga), la fórmula acabada de exponer permitirá determinar la serie de flechas f i a dicha

temperatura, para los vanos de longitudes a idel tramo de línea que se considere. Entonces antes de calcular la tabla de tendido conviene redactar la tabla de relación de los cuadrados de las longitudes de vanos respecto a la de 300m tomada como vano de cálculo, la cual se muestra a continuación.

RELACIÓN DE LOS CUADRADOS DE LAS LONGITUDES DE VANOS RESPECTO A LA DE 300M TOMADA COMO VANO DE CÁLCULO.

[ 50300 ]

2

=¿0,0277 [ 350300 ]

2

=¿1,3611[ 75300 ]

2

=¿0,0625 [ 375300 ]

2

=¿1,5625Página 39


[100300 ]

2

=¿0,1111 [ 400300 ]

2

=¿1,7777

[125300 ]

2

=¿0,1736 [ 425300 ]

2

=¿2,0069

[150300 ]

2

=¿0,2500 [ 450300 ]

2

=¿2,2500

[175300 ]

2

=¿0,3402 [ 475300 ]

2

=¿2,5069

[200300 ]

2

=¿0,4444 [500300 ]

2

=¿2,7777

[225300 ]

2

=¿0,5625 [525300 ]

2

=¿3,0625

[250300 ]

2

=¿0,6944 [550300 ]

2

=¿3,3611

[275300 ]

2

=¿0,8402 [575300 ]

2

=¿3,6736

[325300 ]

2

=¿1,1736 [600300 ]

2

=¿4,0000

Además de esta tabla será necesaria una denominada AUXILIAR DE CÁLCULO como la que se muestra a continuación:

En función de estas flechas se han determinado las correspondientes a los vanos desde 50 hasta 600m de longitud; hemos estimado como posibles estos límites en la línea.

10.2.1 Distancias de Seguridad:

Las distancias de seguridad son las prescritas por el artículo 25 del reglamento de líneas

Nuestra Línea tienes las siguientes características:

Categoría……………….1era

Página 40


Tensión nominal………220 KVConductores……………ACAR 777.5

Distancia de los conductores al terreno

5.3+ U150

m

5.3+ 220150

=6.76 m

Distancia de los conductores entre si y entre éstos y los apoyos

D=K √ f + λ+ U150

m

El valor de la tangente del ángulo de oscilación de los conductores se determinará, según las normas reglamentarias, como sigue

Peso del conductor p =2.141 kg/m

Sobrecarga del viento de 50 kg/m2 Pv=50 X 0.03626 = 1.813 kg/m

Tangente del ángulo de oscilación:

tg∝=1.8132.141

=0.8468∝=40 º 26´

Como el valor de este ángulo está comprendido entre 40 y 65º, tenemos que:

K= 0.65

La longitud de la cadena de suspensión será del orden de los 2.5 m

Por tanto:

D=0.65√9.33+2.5+ 220150

=3.70 m

Las distancias entre conductores, con los apoyos supuestos para una torre de 1 terna (ver figura de la torre del proyecto) será de 6.7 m

Página 41


Y 6.7 m > 3.70 m ok

La distancia de los conductores y sus accesorios en tensión al apoyo no será inferior a:

0.1+ U150

m

0.1+ 220150

=1.56 m

50/2 = 25 kg/m2

P’v =25 X 0.03626 = 0.9065 kg/m

Y el ángulo de desviación será el definido por:

tg∝'= P' vp

=0.90652.141

=0.4234∝'=22.94 º

Con los apoyos de nuestra torre, las distancias de los conductores desviados por el viento será de 2.1 m

2.1 m > 1.02 m ok

10.3 Cálculo mecánico de un cable de tierra, de acero:

Datos del cable de acero:

Cordones 1 X 7 + 0Composición 7 X 3,6 mmSección efectiva 49,40 mm2

Sección nominal 50 mm2

Diámetro 9 mmPeso 400 kg/kmCarga de rotura 6300 kgMódulo de elasticidad 18500 kg/mm2

Coeficiente de dilatación por grado de temperatura 11,5 X 10-6

Página 42


Como se aclaró en un principio, la línea va a estar situada a más de 1000 m (2950 m en promedio) sobre el nivel del mar, es decir en la zona C del Reglamento de Líneas según el Artículo 17.

La longitud del vano de cálculo será de 300 m.

-Hipótesis C) de tracción máxima admisible. Sobrecarga de manguito de hielo de 0,36.√dkgm

.

Temperatura de -20°C

θE=−20° C

La tracción máxima del cable no resultará superior a su cara de rotura dividida por 2,5.

Es decir, que podrá ser de hasta:

153172,5

=6126.8 kg

Adoptaremos, no obstante, un coeficiente de seguridad mayor (de 5), por lo que dicha tracción máxima no deberá exceder de:

T c=15317

5=3063 .4kg

t c=3.94kg

mm2

Tenemos que:

Peso propio p=2.141kgm

Hielo ph=0,36√36.26=2.16kgm

Peso aparente pc=p+ ph=4.309kgm


mc=pc

p=2.013

Página 43


Peso por metro y milímetro cuadrado de sección:

=pS=0,00275

kgm

mm2

Valor de la constante K, de la ecuación de cambio de condiciones:

K=tc−[a2 .mc2 .2 E

24 t c2 ]

K=3.94−[3002 x 2.0132 x 0.002752 5950

24 x25,512 ]=−40.20

Flecha vertical (no hay viento):

f c=a2 ω8 tc

mc=15.82 m

Hipótesis D)

De viento. Sobrecarga de viento de 60 Kg /m2. Temperatura de 15°C

θD=15 ° C

∆ θ=θD−θC=15−(−20 )=35 ° C

Peso propio p=2.141 Kg /m

Viento pv=60× 0.03626=2.17 Kg /m

Peso aparente

pD=√ p2+ pv2=3.05 Kg /m

Coeficiente de Sobrecarga

mD=pD

p=1.426


Página 44


tD2 [ tD−( K−αE∆ θ ) ]=a2ω2 E

24mD

2

tD2 [ tD−(−40.20−0.00012 ×5950 ×35 ) ]=3002 0.00812 5959

241.4262


tD=6.45 Kg /mm2

T D=6.45× 49.40=318.63 Kg


6300318.63

=19.7


f D=a2 ω8 tD

mD=6.81m

Hipótesis E)

De temperatura. Sin sobrecarga. Temperatura de 50°C

θE=50 ° C

∆ θ=θD−θC=50−(−20 )=70 ° C


mE=1(no hay sobrecarga)


tE2 [ tE−( K−αE∆ θ ) ]=a2ω2 E

24mE

2

tE2 [ tE−(−40.20−0.00012 ×5950 ×35 ) ]=3002 0.00812 5959

2412


Página 45


tE=4.58 Kg /mm2

T E=4.58 x 49.4=224.42 Kg


6300224.42

=28.07


f E=a2 ω8 tE

mE=6.75

Hipótesis F) de hielo. Sobrecarga de manguito de hielo de 0.36√d kg/m Temperatura de 0ºC

θF=0 °C

∆ θ=θF−θC=0−(−20 )=20 °C


mF=mc=3.7


tF2 [ tF−( K−αE ∆θ ) ]=a2ω2 E

24mF

2

tF2 [ tF−(−40.20−0.00012 ×5950 ×35 ) ]=3002 0.00812 5959

241.4262


tF=6.45 Kg /mm2

T F=6.45 X 49.4=318.73 Kg


6300318.73

=19.77


Página 46


f F=a2 ω8 tF

mF=6.72 m

Hipótesis para el estudio de los fenómenos vibratorios (artículo 27.3 del reglamento)

Consideremos las dos hipótesis siguientes G y H

Hipótesis G). Tensión de cada día. Sin sobrecarga. Temperatura de 15ºC

θG=15 °C

∆ θ=θG−θC=15−(−20 )=35 °C


mG=1(nohay sobrecarga)


tG2 [ tG−( K−αE ∆ θ ) ]=a2 ω2 E

24mG

2

tG2 [ tG−(−40.20−0.00012 ×5950 ×35 ) ]=3002 0.00812 5959

2412


tG=4.58 Kg /mm2

T G=4.58×49.4=225.25 Kg


6300225.25

=27.85


f G=a2 ω8 tG

mG=6.75 m

El coeficiente TCD, dado por la expresión:

TCD=Tensióndecada díaCargade rotura

100

Valdrá

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TCD=225.256300

×100=3.58 %<20 %

Hipótesis H) Tensión en las horas frías. Sin sobrecarga. Temperatura de -5ºC

θH=−5 °C

∆ θ=θH−θA=−5−(−20 )=15 ° C


mH=1


tH2 [tH−( K−αE ∆θ ) ]=a2ω2 E

24mH

2

tH2 [tH−(−40.20−0.00012 ×5950 ×35 ) ]=3002 0.00812 5959

2412


tH=4.58 Kg /mm2

T H=4.58 × 49.4=226.25 Kg


6300226.25

=27.85


f H=a2ω8t H

mH =6.75 m

El coeficiente THF

THF=370.56300

×100=13.6 %

Hipótesis I) de flecha mínima vertical. Sin sobrecarga Temperatura de -5ºC

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Las condiciones son las mismas que las de la hipótesis H) por tanto:

t I=tH=370.5 kg

f I=f H=12.5 m

Hipótesis J) de viento. Sobrecarga de viento de 60 kg/m2 Temperatura de -5ºC

Las condiciones son las mismas que las de la hipótesis A) por tanto:

t J=t A=1260 kg

f J=f A=13.22 m

A continuación se presentan los parámetros e hipótesis de carga utilizado en el diseño mecánico de la línea de transmisión de 220 kV SE Socabaya – CE. Charcani V

10.4 Cálculo de catenaria de nivel y desnivel

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10.4 Cálculo de catenaria de nivel y desnivel

CALCULO MECANICO HIPOTESIS Cvano 300 m desnivel (m) 30Tb 5105.67 kg Conductor ACARtb 6.57 kg/mm2 Ѳ (°C) -20Pb 3.22 kg/m Seccion (mm2) 777.5mb 1.51 E (kg/mm2) 5950w 0.002753698 kg/m/mm2 α 0.000012wb 0.004147772 kg/m/mm2 Peso (kg) 15317

CALCULO DE LA CATENARIA

Tav tav ha a/ha d/ha ɛA xi xs tas Tas tai Tai CS

4500 5.7878 1395.3951 0.2150 0.0215 0.107 -10.959 289.041 5.912 4596.8864998.05785 6.428370219 1549.8368 0.1936 0.0194 0.097 4.4860 304.486 6.553 5094.826 3.006 > 3

6.4283 4998.079 3.065 > 3

L Ѳa (°C) Ѳ+15 (°C) ∆L L+15 b L+15 - b z h+15301.962527 -15 15 0.10870651 302.071234 301.496269 0.57496489 0.10750135 1395.33125

h+15 tv+15 Tv+15 a/h+15 d/h+15 ɛA xi xs tas Tas tai Tai CS

1395.331 3.842 2987.404 0.2150 0.0215 0.108 -10.965 289.035 3.925 3051.727 5.019 > 33.842 2987.496 5.127 > 3

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10.5.Tipos de EstructurasLos tipos de estructura utilizados son de acero galvanizado en celosía con extensiones de cuerpo desmontables de –3, +0, +3 m para las estructuras tipos 22 A, 22B, 22C y 22D; y hasta +8 m de altura, en el caso de las estructuras tipos 22 A.2T y +0 y +9 m en el caso de las estructuras tipos DA y DB.

10.6 Cálculo Mecánico de EstructurasLas estructuras utilizadas fueron adaptadas de los diseños presentando un factor de seguridad, es decir la relación entre el esfuerzo límite de la estructura y el esfuerzo máximo calculado para la condición de carga más desfavorable, no ha sido menor de 1.3.

A continuación se presentan los parámetros e hipótesis de carga utilizados para el diseño mecánico de las líneas de transmisión de 220 kV SE Socabaya– C.E Charcan..

Segmento I: Socabaya – Charcani V

Con una longitud total de la línea fue de 62.0 km

En este caso el diseño corresponde a líneas de transmisión de los 5 tramos, que se caracterizan por ubicarse una parte en la región sierra, mientras que la mayor parte se ubica en la región sierra con altitudes mayores a 2 950 msnm.Para los efectos del cálculo mecánico se consideraron 5 zonas de acuerdo con el siguiente cuadro de zonas para cálculo mecánico.

Cuadro zonas para el cálculo mecánico

Las temperaturas asignadas para flecha máxima son las siguientes:

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Cuadro de temperaturas para las zonas de calculo mecánico

Las torres metálicas son de tipo auto soportadas de suspensión y retención con disposición triangular de conductores y con un cable de guarda en la parte superior, existiendo la posibilidad de instalar un segundo cable de guarda.Los tipos de estructuras y su correspondiente utilización son los siguientes:

10.6.1 Estructura de Suspensión Utilización

22.A.2TM Hasta 4 000 msnm22 B.2T Hasta 4 000 msnm22.A1.2T Arriba de 4 000 msnm

10.6.2 Estructura de Anclaje Utilización

22.C.2T Hasta 4 000 msnm22 D.2T Hasta 4 000 msnm22.C1.2T Arriba de 4 000 msnm22 D1.2T Arriba de 4 000 msnm

10.7 Hipótesis de Carga y Zonificación de la Ruta de la Línea

Las hipótesis de carga para el cálculo mecánico de conductores y estructuras, de acuerdo conla zonificación establecida, son las siguientes:Las tensiones EDS para el conductor de fase son las siguientes:EDS inicial: 25%EDS final: 20%

Las tensiones EDS para el cable de guarda son las siguientes:EDS inicial: 20%EDS final: 15%

10.8 Características de Torres Metálicas

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Estructuras típicas utilizadas para altitudes menores a 4 000 msnm

ESTRUCTURAS TIPICAS PARA H ≤ 4 000 msnm

Estructuras típicas utilizadas para altitudes superiores a 4 000 msnm

10.9 Selección de vanos críticos

Tomando como referencia la información suministrada por el COES, especialmente los planos de ubicación de estructuras de las tres líneas de 220 kV a repotenciar; se seleccionan los vanos críticos, considerando a estos como el conjunto de vanos cuyas catenarias se encuentran al borde de la línea de señalización de la distancia de seguridad al suelo.

En la selección de vanos críticos de las líneas de 220 kV se encontró una gran cantidad de vanos con características de vano crítico; sin embargo, se debe tener en cuenta que en los planos de ubicación de estructuras los conductores están representados en la condición de flecha máxima, es decir con la máxima temperatura del conductor y cuando ya se produjo totalmente el creep.

En ese sentido se han seleccionado una gran cantidad de posibles vanos críticos, con la finalidad de reemplazar en caso el vano seleccionado no mantenga una distancia de seguridad al suelo adecuada.

En el Anexo N° 2 se presenta la relación de posibles vanos críticos encontrados en los planos de ubicación de estructuras y también se encuentran marcados los vanos que serán trabajados en campo, conforme a lo descrito en los Términos de Referencia del Anteproyecto, en donde se indica que solo es necesario efectuar la verificación de distancias de seguridad del conductor inferior al suelo como máximo el 5% de vanos de la longitud de la línea.

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