CENTRAL HIDROELÉCTRICA
CH SAN LORENZO
ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD
2020-2024
INGENIERIA DEL PROYECTO PARA LA CONEXION
DE LA CENTRAL AL SEIN
JUNIO 2015
Ingeniería del Proyecto
Estudio de Pre Operatividad – Central Hidroeléctrica San
Lorenzo
06-2015
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ÍNDICE
Nº Pág
1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 3
2. OBJETIVOS ....................................................................................................................... 3
3. UBICACION ....................................................................................................................... 3
4. DIAGRAMA UNIFILAR DEL PROYECTO .................................................................. 6
5. SUBESTACIONES NUEVAS ........................................................................................... 8
5.1 Subestaciones .......................................................................................................... 8
6. SISTEMA DE PROTECCION........................................................................................ 11
6.1 Esquema de protecciones Centrales pequeñas ................................................... 11
6.2 Esquema de protección Líneas 22.9 .................................................................... 12
7. SELECCION DE CONDUCTORES PARA LAS BARRAS FLEXIBLES ................ 13
8. NIVEL DE AISLAMIENTO ........................................................................................... 17
8.1 Distancias entre Equipos - Norma CEI ............................................................. 17
9. SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES .................................................................. 19
10. LINEAS DE TRANSMISION 22.9 kV COMPLEJO CENTRALES HIDRAULICAS
Tambogrande-Tabalzo-Yuscay ....................................................................................... 21
10.1 Características y recorrido de las Líneas ........................................................... 21
10.2 Coordenadas UTM ............................................................................................... 22
10.3 Selección del Conductor de las Líneas de Transmisión .................................... 24
10.4 Transposiciones de las Líneas de Transmisión .................................................. 24
10.5 Hipótesis de cálculo mecánico del Conductor .................................................... 24
10.6 Estructura Típica de las Líneas de Transmisión ............................................... 26
10.7 Trazo de la Ruta ................................................................................................... 27
10.8 Derecho de Paso .................................................................................................... 28
10.9 Condiciones Climatológicas ................................................................................. 28
10.10 Distancias Mínimas de Seguridad ....................................................................... 28
10.11 Numero de Aisladores .......................................................................................... 29
10.12 Parámetros Eléctricos de la Línea ...................................................................... 34
11. PLANOS ............................................................................................................................ 34
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD
HIDROELÉCTRICA SAN LORENZO
INGENIERIA DEL PROYECTO
1. INTRODUCCIÓN
Como parte del estudio de Pre-Operatividad en este volumen se dan las especificaciones
de los equipamientos de las subestaciones del proyecto correspondiente a la ingeniería
básica de la transmisión.
Se diseñan las líneas o enlaces entre las subestaciones de la central y se conecta con el
SEIN mediante una nueva subestación en 22.9 kV.
2. OBJETIVOS
El proyecto de las Central Hidroeléctrica San Lorenzo comprende como objetivo:
Especificar el Equipamiento de las CH San Lorenzo.
Definir el punto de conexión al SEIN mediante línea en 22.9 kV desde la Central en
estudio mediante línea de transmisión de 6.3 km hasta la SE Las Lomas que estará
equipada con transformador de 60/22.9 kV 12 MVA el cual se conectara a la SE Las
Lomas en 60 kV.
3. UBICACION
La central hidroeléctrica San Lorenzo (2x4.75 MW) se encuentra ubicada a 6 km de las
Lomas, en el Departamento de Piura en el Perú.
La central se conectara a la SE Las Lomas, mediante línea de transmisión en 22.9 kV de
6.3 km y en la llegada a Las Lomas se conectara mediante transformador de 60/22.9 kV
12 MVA 22 km en el nivel de 60 kV.
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Figura 4.1 Ubicación de la Central
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Figura 4.1 Ubicación de las Líneas
NOTA: La Línea 60 kV Poechos-Las Lomas-Quiroz será construida por ENOSA
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4. DIAGRAMA UNIFILAR DEL PROYECTO
Lamina 4.1 Esquema – Línea futura en 60 kV Poechos-Las Lomas-Quiros
y Línea 22.9 kV San Lorenzo- Las Lomas
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Lamina 4.2 Esquema Eléctrico Proyecto
EMERGENCIA
PE Yacila0.69
PE Yacila23
PE Yacila60
Secc. Piura-Pait..
PIURASUR60
PIURA_ SUR220
SEPE60
TABLAZO60
TCOLOR10.5
PIURA23
POECH60
CHUL10
CHUL23
CHULU60
EJIDOS60
SECHU10
UNION10
SECHU60
CASTI60
UNION60
CURM10
TUMAN60
LAS_LOMAS-60
CH-San-Lorenzo-6.9
San-Lorenzo_22.9
LasLomas-SanLorenzo
QUIROZ_60
CH_Yuscay
CH_TablazoCH_Tambogrande
Yuscay
Tablazo
TA
MB
OG
RA
ND
E
22.9_CHTambogrande
CH SICACATE
CH QUIROZ
QUIROZSUYO
LAS LOMAS
DE
R_
CH
_T
AM
BO
GR
AN
DE
Piura Oeste 60/Piura_6..
PIUR4.8
PIURTG10
PIURA10
CURM60
POECH10B
SULLA60
AREN60
PAITA60
TEXTIL60
PIURA60
TCOLOR LAHUACA60
Piura Oeste 220/Piura_220B
Piura Oeste/Piura_10
Piura Oeste 220/Piura_220..
Piura Oeste 60/Piura_6..
POECH10
PowerFactory 15.0.1
PRE-OPERATIVIDAD CASO CON PROYECTO
CASO BASE AVENIDA MAXIMA 2020
Project:
Graphic: SAN_LORENZO
Date: 6/15/2015
Annex:
Nodes Branches
Add Piura_220A
PE YACILA
lne PiuraSur - Chulucanas
lod Psur10
tr3 piura sur
Lne PiuraOeste - PiuraSur
lod cem_Piura
lne sepo-ejidos 240mm2
Cp 20MVAr Piura
Lne Sepo-Macaca
Lod piura23
Lod chul60 Lod Chuluc T15-60/23/10
Cp tcolor
tr2 tcolo
rln
e p
aita_tc
olo
rada
lne S
ullana-C
hir
a
Lod_Quiroz
lod_CHQuiroz
SG~
Syn_SanLorenzo-G1
SG~
Syn_SanLorenzo-G2
tr2_LasLomas60/22.9Lne_LasLom
as-S
anLore
nzo_22.9
tr2_S
anLore
nzo
tr2_LasLo..
Lne_LasLomas-Quiroz60 tr2_Q
uir
oz60/2
2.9
Lne_Poechos-LasLomas_60
Shunt/F
ilte
r
Lne_Tablazo-YuscayLne_TGrande-Tablazo
Lne_DCHTambog-Tambog
SG~
Syn_Yuscay
SG~
Syn_Tablazo
SG~
Syn_Tambogrande
tr2_Y
uscay
tr2_T
abla
zo
tr2_T
am
bo G
rande
SG~
Syn_QuirozG2
SG~
Syn_QuirozG1
SG~
SynSicacateG2
SG~
SynSicacateG1
tr2_S
icacate
tr2_Q
uir
oz
Lod Suyo
Lod Las Lomas
Lod T
am
bo G
rande
Lne22.9_Quiroz-Suyo
Lne22.9_LasLomas-Suyo
Lne22.9
_T
Grande-L
asLom
as
Lne22.9
_T
am
bogrande-D
erC
HT
Grande
Lne22.9
_C
hulu
canas-T
Gra
nde
G~
Curum G1
G~
Poech II G1
lne COL_P..
G~
Piura G4
G~
Piura TG
G~
Piura G1
G~
Poech G1
tr3 Piura T15-261
G~
Piura G2
G~
Piura G5
G~
Poech G2
G~
Curum G2
G~
Poech II G2
DIg
SIL
EN
T
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5. SUBESTACIONES NUEVAS
5.1 Subestaciones
A1) Equipamiento principal CH San Lorenzo:
CH. SAN LORENZO
ITEM Ubicación Potencia Primario Secundario Grupo Taps Cantidad
MVA kV kV Conexión Primario 1
Transformador Potencia Patio Llaves 12 22.9 6.9 Ynd5 ±2x2.5% 1
Transformador SSAA Patio Llaves 0.3 6.9 0.38 Dyn5 ±2x2.5% 1
ITEM
Corriente
Nominal
Corriente
Ruptura Tensión BIL Control
Interruptores trifásicos A kA kV kVp Vdc Fases Cantidad
Interruptor de Grupo 1 Patio Llaves 630 16 7.2 60 110 trifásico 1
Interruptor de Grupo 2 Patio Llaves 630 16 7.2 60 110 trifásico 1
Interruptor de Transformador Potencia-primario Patio Llaves 400 16 24 145 110 trifásico 1
Interruptor de Transformador SSAA Patio Llaves 31.5 16 7.2 60 110 trifásico 1
Interruptor de Linea CH. SAN LORENZO_S.E LAS LOMAS Patio Llaves 400 16 24 145 110 trifásico 1
ITEM
Corriente
Nominal
Corriente
Ruptura Tensión BIL Control
Seccionadores trifásicos A kA kV kVp Vdc Cantidad
Seccionadores de BARRA 6.9 kV-CH. SAN LORENZO Patio Llaves 1250 - 7.2 60 110 3
Seccionadores de BARRA 22.9kV- CH. SAN LORENZO -S.E LAS LOMAS Patio Llaves 400 - 24 145 110 3
Seccionadores de Linea -CH. SAN LORENZO-S.E LAS LOMAS Patio Llaves 400 - 24 145 110 3
ITEM Tipo Primario Secundario Potencia Clase Clase
kV kV VA Precisión Precisión
Protección Medición Cantidad
Transformadores de Tension Grupo 1 Patio Llaves Inductivo 7.2 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Grupo 2 Patio Llaves Inductivo 7.2 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Barra 6.9 kV-CH. SAN LORENZO Patio Llaves Inductivo 7.2 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Barra 22.9kV -CH SAN LORENZO-S.E LAS LOMAS Patio Llaves Inductivo 24 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Linea CH. SAN LORENZO-S.E LAS LOMAS Patio Llaves Inductivo 24 0.1 50 3P 0.2 3
ITEM Tipo Primario Secundario Potencia Clase Clase
A A VA Precisión Precisión
Protección Medición Cantidad
Transformador de Corriente Grupo 1 Patio Llaves 3 devanados 1000 1 30 5P20 0.2 3
Transformador de Corriente Grupo 2 Patio Llaves 3 devanados 1000 1 30 5P20 0.2 3
Transformador de Corriente de Transformador Potencia secundario Patio Llaves 2 devanados 1000 1 30 5P20 0.2 3
Transformador de Corriente de Transformador SSAA Patio Llaves 2 devanados 25 1 30 5P20 0.2 3
Transformador de Corriente de Linea CH. SAN LORENZO-S.E LAS LOMAS Patio Llaves 2 devanados 300 1 30 5P20 0.2 3
ITEM Tipo Tension Tensión Onda Onda BIL
Sistema Nominal Maniobra -3kA Atmosferica-10kA
kVrms kVrms kV kV kVp Cantidad
Pararrayos Grupo 1 Patio Llaves ZnO 7.2 6 13.8 18.3 60 3
Pararrayos Grupo 2 Patio Llaves ZnO 7.2 6 13.8 18.3 60 3
Pararrayos Transformador Potencia Patio Llaves ZnO 7.2 6 13.8 18.3 60 3
Pararrayos Transformador SSAA Patio Llaves ZnO 7.2 6 13.8 18.3 60 3
Pararrayos Linea CH. SAN LORENZO-S.E LAS LOMAS Patio Llaves ZnO 24 21 43.3 48.3 145 3
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A2) Equipamiento principal SE-Las Lomas
NOTA: La salida en el nivel de 60 kV hacia el transformador 60/22.9 kV 10 MVA que
une Las Lomas en los niveles de 60 kV y 22.9 kV no se muestra por pertenecer a otro
proyecto.
S.E LAS LOMAS
ITEM Ubicación Potencia Primario Secundario Grupo Taps Cantidad
MVA kV kV Conexión Primario 1
Transformador Potencia Patio Llaves 12 60 22.9 YNyn0 ±2x2.5% 1
ITEM
Corriente
Nominal
Corriente
Ruptura Tensión BIL Control
Interruptores trifásicos A kA kV kVp Vdc Fases Cantidad
Interruptor de Transformador Potencia-secundario Patio Llaves 400 16 24 145 110 trifásico 1
Interruptor de Transformador Potencia-primario Patio Llaves 160 16 72.5 325 110 trifásico 1
Interruptor de Linea S.E LAS LOMAS- S.E QUIROZ Patio Llaves 250 16 72.5 325 110 trifásico 1
Interruptor de Linea S.E LAS LOMAS- S.E POECHOS Patio Llaves 250 16 72.5 325 110 trifásico 1
Interruptor de Linea S.E LAS LOMAS- CH. SAN LORENZO Patio Llaves 160 16 24 145 110 trifásico 1
ITEM
Corriente
Nominal
Corriente
Ruptura Tensión BIL Control
Seccionadores trifásicos A kA kV kVp Vdc Cantidad
Seccionadores de BARRA 22.9kV -S.E LAS LOMAS-CH. SAN LORENZO Patio Llaves 400 - 24 145 110 3
Seccionadores de BARRA 22.9kV -S.E LAS LOMAS-S.E QUIROZ Patio Llaves 250 - 72.5 325 110 3
Seccionadores de BARRA 22.9kV -S.E LAS LOMAS-S.E POECHOS Patio Llaves 250 - 72.5 325 110 3
Seccionadores de Linea -S.E LAS LOMAS -S.E QUIROZ Patio Llaves 250 - 72.5 325 110 3
Seccionadores de Linea -S.E LAS LOMAS -S.E POECHOS Patio Llaves 250 - 72.5 325 110 3
Seccionadores de Linea -S.E LAS LOMAS -CH. SAN LORENZO Patio Llaves 400 - 24 145 110 3
ITEM Tipo Primario Secundario Potencia Clase Clase
kV kV VA Precisión Precisión
Protección Medición Cantidad
Transformadores de Tension Barra 22.9kV -S.E LAS LOMAS-CH SAN LORENZO Patio Llaves Inductivo 24 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Barra 60kV-S.E LAS LOMAS-S.E QUIROZ Patio Llaves Inductivo 72.5 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Barra 60kV-S.E LAS LOMAS-S.E POECHOS Patio Llaves Inductivo 72.5 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Linea 22.9kV -S.E LAS LOMAS-CH SAN LORENZO Patio Llaves Inductivo 24 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Linea 60kV-S.E LAS LOMAS-S.E QUIROZ Patio Llaves Inductivo 72.5 0.1 50 3P 0.2 3
Transformadores de Tension Linea 60kV-S.E LAS LOMAS-S.E POECHOS Patio Llaves Inductivo 72.5 0.1 50 3P 0.2 3
ITEM Tipo Primario Secundario Potencia Clase Clase
A A VA Precisión Precisión
Protección Medición Cantidad
Transformador de Corriente de Transformador Potencia secundario Patio Llaves 2 devanados 300 1 30 5P20 0.2 3
Transformador de Corriente de Linea S.E LAS LOMAS-S.E QUIROZ Patio Llaves 2 devanados 200 1 30 5P20 0.2 3
Transformador de Corriente de Linea S.E LAS LOMAS-S.E POECHOS Patio Llaves 2 devanados 200 1 30 5P20 0.2 3
Transformador de Corriente de Linea -S.E LAS LOMAS-CH. SAN LORENZO Patio Llaves 2 devanados 300 1 30 5P20 0.2 3
ITEM Tipo Tension Tensión Onda Onda BIL
Sistema Nominal Maniobra -3kA Atmosferica-10kA
kVrms kVrms kV kV kVp Cantidad
Pararrayos Transformador Potencia Patio Llaves ZnO 24 21 43.3 48.3 145 3
Pararrayos Linea S.E LAS LOMAS-CH. SAN LORENZO Patio Llaves ZnO 24 21 43.3 48.3 145 3
Pararrayos Linea -S.E LAS LOMAS-S.E QUIROZ Patio Llaves ZnO 72.5 66 136 156 325 3
Pararrayos Linea -S.E LAS LOMAS-S.E POECHOS Patio Llaves ZnO 72.5 66 136 156 325 3
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b) Servicios Auxiliares en Corriente Alterna
Para cada SE se dispone de un transformadores de servicios auxiliares con 300 kVA -
6.9/0.38 kV, para servir a dos grupos.
c) Servicios Auxiliares en Corriente Continua
Para cada SE la alimentación de los circuitos auxiliares en corriente continua vendrá del
tablero de servicios auxiliares de la central a una tensión de 110 Vdc con rectificador y
baterías.
d) Cables de Baja Tensión
Para cada SE los cables de control serán de cobre, tendrán un aislamiento clase 0.6/1 kV
de polietileno reticulado, para operación a 90 °C, multipolar, apantallado, con capa de
protección en PVC, con calibres de la serie métrica.
Los cables de energía serán de cobre, tendrán un aislamiento clase 0.6/1 kV de polietileno
reticulado, para operación normal a 90 °C, unipolar, con capa de protección en PVC, con
calibres de la serie métrica.
e) Instalaciones Eléctricas Generales de las Subestaciones
Para las subestaciones se consideran dos sistemas de iluminación:
Iluminación normal en corriente alterna a 220 V del patio de maniobras de la
Subestación elevadora.
La iluminación de emergencia en 110 Vdc, será de funcionamiento automático y
proporcionará la iluminación necesaria para el desplazamiento de las personas en los
casos de falla del suministro de corriente alterna en el Patio de Llaves de la subestación.
f) Sistema de Puesta a Tierra de las Subestaciones.
En los patios de llaves de 22.9/6.9 kV se instalará la red de puesta a tierra profunda
constituida por conductores de cobre desnudo de 120 mm² a la cual se conectarán el
neutro del transformador de potencia, el lado primario de los transformadores de medida
de tensión y todas las partes metálicas que normalmente están sin tensión como: carcaza
del transformador, partes metálicas de los soportes de los equipos como son los
interruptores, seccionadores y los pararrayos, barandas de escaleras, puertas metálicas,
etc.
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6. SISTEMA DE PROTECCION
Se tendrá protección principal diferencial y protección principal.
La protección principal utilizara protección diferencial con comunicación mediante fibra
óptica.
La protección tendrá sobrecorriente sin comunicación.
6.1 Esquema de protecciones Centrales pequeñas
Se tomara el esquema de generador con transformador separado de generadores pequeños
(1-5 MVA) pero con la protección de los grupos medianos (5-50 MVA) del PR-20
Figura 7.1 Esquema de Protección Central pequeña según PR-20
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6.2 Esquema de protección Líneas 22.9
Se tomara el esquema de líneas cortas para tensiones menores de 138 kV según el PR-20.
Figura 7.3 Esquema de Protección Líneas menores de 138 kV según PR-20
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7. SELECCION DE CONDUCTORES PARA LAS BARRAS FLEXIBLES
Para seleccionar el conductor de barra, primero se determinó la corriente asignada al sistema
de barras en base a la máxima capacidad de transferencia de potencia. Luego, en base a este
dato se preselecciona el conductor según la capacidad de corriente admisible y se realizan las
siguientes verificaciones:
Capacidad de corriente del conductor en régimen permanente según el balance térmico, con el
cual se evalúa que el conductor preseleccionado tenga la capacidad de corriente admisible
mayor a la corriente asignada, teniendo en cuenta las condiciones del sitio de acuerdo con la
norma IEEE Std. 738 de 1993.
Capacidad de corriente de cortocircuito del conductor según el tiempo de duración de la falla,
con el cual se verifica que el conductor preseleccionado pueda soportar las condiciones de
cortocircuito esperadas, con base en las normas ANSI IEEE Std. 80 de 2000.
Los cálculos se hicieron considerando la máxima potencia de transferencia del generador
(máxima generación de 6.9 MVA-170 A), así como la máxima corriente de corto circuito (4
kA de capacidad térmica en 22.9 kV).
Se ha selecciono el conductor AAAC 95 mm2 con capacidad de corriente de 240 amperios
para condiciones de no viento y sol. Este conductor se utilizara para las barras flexibles del
Proyecto.
El diámetro mínimo de preselección por corona en 22.9 kV es de 2.7 mm - 30 mm2 según la
expresión siguiente.
Conductores por
fase
1 2 3 4
Diámetro
mínimo (mm) 11.0
𝑘𝑉2
100√𝛿 8.0
𝑘𝑉2
100√𝛿 6.2
𝑘𝑉2
100√𝛿 4.7
𝑘𝑉2
100√𝛿
Dónde:
= densidad relativa del aire
kV2 = tensión entre fases en kV
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A continuación se muestran la tabla de los cálculos para las nuevas subestaciones.
Cuadro 7.1 Cálculo para dimensionamiento de la barra, por límite térmico - conductor AAAC 152 mm2 – CH SAN LORENZO 22.9 kV
Caracteristicas del Sistema Unidad Valor
Tensión nominal kV 22.9
Frecuencia nominal Hz 60
Potencia de transferencia máxima MVA 12
Corriente de transferencia máxima A 302.5
Corriente de cortocircuito máxima kA 3.3
Tiempo de duracion del corto circuito (tc) s 0.5
Caracteristicas del Medio Ambiente Unidad Valor
Altura sobre el nivel del mar (m.s.n.m.) m 200
Temperatura ambiente
Máxima °C 35
Promedio °C 20
Mínima °C 5
Velocidad del Viento
Máxima Km/h 70
Promedio Km/h 36
Mínima Km/h 2
Velocidad crítica Km/h 1
Radiación solar W/m2 250
Caracteristicas del conductor Unidad Valor
Parametro
Conductor AAAC
Tipo
Sección mm² 152
Diametro exterior mm 15.89
Numero de hilos 19
Diámetro de un hilo mm 3.26
Coeficiente térmico de variación de la resistencia 1/°C 0.0036
Resistencia DC a 20 ºC Ω/m 0.00021
Capacidad de corriente A 302
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Cuadro 7.1 Cálculo para dimensionamiento de la barra, por límite térmico - conductor AAAC 152 mm2 – CH SAN LORENZO 22.9 kV (Continuación)
ENFRIAMIENTO POR CONVECCION (Pc) Unidad Valor
Temperatura superficial del conductor (Ts) °C 50
Temperatura ambiente (Ta) °C 35
Velocidad del viento (V) m/s 0.278
Diametro exterior del conductor (D) m 0.01589
Diametro del hilo conductor (d) m 0.00326
Altura sobre el nivel del mar (H) m 200
Temperatura de la capa (Tf) °C 42.5
Conductividad termica del aire (λf) W/mK 0.02726
Viscocidad cinematica del aire ( (ע m²/s 1.723750E-05
Coeficiente de rugosidad de superficie (Rf) Rf 0.173959445
Densidad relativa del aire (ρr) 0.977067051
Numero de Reynolds (Re) 250.1908861
Superficies totalmente trenzadas
Constantes B1 0.641
Constantes n 0.471
Numero de Nussel a 90º (Un=90) 8.638610624
factor Nussel 0.730814304
Pc W 8.11
ENFRIAMIENTO POR RADIACIÓN(Pr) Unidad Valor
Emisividad solar (ξ) recomendado 0.5
Constante de Stefan Boltzman W/m²/K⁴ 5.6697E-08
Pr W 2.67
CALENTAMIENTO SOLAR(Ps) Unidad Valor
Coeficiente de absorcion de la superficie del conductor (αs) 0.95
Radiacion solar (S) W/m² 250
Ps 3.77
CALENTAMIENTO POR EFECTO JOULE(Pj) Unidad Valor
Resistencia del conductor (Rcd) Ω/m 0.00021
Coeficiente de temperatura de la resistencia (α) 1/°C 0.0036
Factor de efecto piel (Kj) 1.0123
Temperatura media superficial del conductor (Tav) °C 42.5
Pj W 7.00
I A 174.58
CORRIENTE A TRAVÉS DEL CONDUCTOR Unidad Valor
TEMP. LÍMITE DEL CONDUCTOR (T límite) Norma DIN 48201 - Aluminio °C 80
TEMPERATURA SUPERFICIAL DEL CONDUCTOR (Ts) °C 50
VERFICACIÓN DE LA TEMPERATURA LÍMITE (Ts < T límite) CONFORME
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Cuadro 7.1 Cálculo para dimensionamiento de la barra, por límite térmico - conductor AAAC 152 mm2 – CH SAN LORENZO 22.9 kV (Continuación)
AUMENTO DE TEMPERATURA POR CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO unidad valor
CÁLCULO SEGÚN LA NORMA IEEE Std 80-2000
Conductor según: Table 1-Material constants Aluminium EC grade
Sección del conductor (A) mm2 152
Factor de capacidad térmica (TCPA) J/°C mm³ 2.56
Temperatura referencial del material (Tr) °C 20
Coeficiente térmico de resistividad de temperatura Tr (αr) 1/°C 0.00403
Resistividad del conductor a la temperatura Tr (ρr) μΩ-cm 2.6
Ko a 0°C °C 228
Temperatura máxima admisible por el conductor ( Tm ) °C 200
Temperatura inicial (Ta) °C 50
Duración de corriente de cortocircuito (tc) s 0.5
Corriente de cortocircuito rms (Itc) para tc kA 22.07
Corriente de cortocircuito rms (I0.5) para 0,5s kA 22.07
Corriente de cortocircuito rms (I1) para 1s kA 15.61
Corriente trifásica (I3F 3) en barra de S.E SAN LORENZO 22.9 kV (3seg) kA 3.3
VERIFICACIÓN DE LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO(Itc, I0.5, I1 > I3F 3) CONFORME
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8. NIVEL DE AISLAMIENTO
Se debe revisar los planos de ENOSA, para tener concordancia con los equipos
proyectados.
Para la subestación San Lorenzo del Proyecto se tiene un nivel de aislamiento BIL de 145
kV cresta para 24 kV rms de tensión máxima para aislamiento.
8.1 Distancias entre Equipos - Norma CEI
Con el BIL determinado de 145 kV para el nivel en 22.9 kV con tensión estándar de 24 kV.
Y para 6.9 kV con tensión estándar de 7.2 kV con BIL 60 kV se seleccionan las distancias
de las tablas de la Norma CEI-IEC 60071-1, Tabla 10.4, Tabla A.1.
Tabla 10.4.-Niveles Basicos de Aislamiento Grupo 1-IEC, Um≤245 kV
Tensión Máx-. para el
Aislamiento Um,(kV
Eficaz)
Tensión de Sostenimiento
Pruebas a FI(1 minuto)
UFI,(kV eficaz)
Tensión de Sostenimiento
Pruebas a TI(Tipo Rayo) UBIL,
(kV Cresta)
10 20
40
20 40
60
28 60
75
95
38 75
95
50 95
125
145
70 145
170
52 95 250
72.5 140 325
(185) 450
230 550
(185) (450)
230 550
275 650
(230) (550)
275 650
325 750
(275) (650)
(325) (750)
360 850
395 950
460 1050
17.5
12
7.2
3.6
245
170
145
123
36
24
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Tensión soportadada a impulso tipo
rayo normalizada
kV Punta-estructura Conductor-estructura
20 60
40 60
60 90
75 120
95 160
125 220
145 270
170 320
250 480
325 630
450 900
550 1100
650 1300
750 1500
850 1700 1600
950 1900 1700
1050 2100 1900
1175 2350 2200
1300 2600 2400
1425 2850 2600
1550 3100 2900
1675 3350 3100
1800 3600 3300
1950 3900 3600
2100 4200 3900
Distancia en el aire mínima
mm
Tabla A.1
Correlación entre las tensiones soportadas a impulsos tipo rayo
normalizadas y las distancias en el aire mínimas
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9. SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES
Características básicas del proyecto
En este caso se prepara para utilizar el Sistema de Fibra óptica para las comunicaciones
de transmisión de datos entre la SE San Lorenzo, SE Poechos SE Las Lomas y la SE
Quiroz hacia el SEIN.
Descripción del Sistema de Telecomunicaciones
a) Sistemas de Telecomunicaciones existente
La Subestación Poechos cuentara con una Unidad Terminal Remota (UTR) que captura
los datos de la subestación y los remite al SCADA del Centro de Control del COES en
Lima. Asimismo las comunicaciones lo realizan telefónicamente por intermedio de una
empresa que les alquila este medio.
b) Sistema de Telecomunicaciones proyectado
La configuración general del Sistema de Telecomunicaciones proyectado comprende lo
siguiente:
a) Un Sistema fibra óptica
Este Sistema permitirá disponer de los siguientes servicios:
-- Servicio de Telefonía para las comunicaciones de voz, necesarias para las
actividades operativas y administrativas, así como para el mantenimiento de la
Línea de Transmisión y Sub Estaciones asociadas.
- Servicio de Datos. Se dispondrán en las subestaciones de SE CH San Lorenzo y
llegada en la SE Las Lomas los puertos de datos síncronos y/o asíncronos de
velocidad configurables según la relación Señal/Ruido (S/N) lo permita. Estos
puertos de datos se utilizarán para la transmisión de datos del sistema de
supervisión y monitoreo de las Subestaciones.
Cabe señalar que, el Sistema de Telecomunicaciones es el soporte para que el
Sistema de Supervisión y Control con sede en la S.E. Poechos o SE Las Lomas
disponga de los datos con la información de las alarmas, medidas y estados de las
celdas de la S.E Proyecto. También es necesario resaltar que esta información será
enviada al COES.
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b) Un Sistema de Radio móvil Satelital para el servicio de mantenimiento de la LT
22.9 kV y subestación asociadas. Este servicio será alquilado a una empresa
local que presta dicha facilidad.
Mediciones a ser instaladas
Las mediciones se instalarán en los siguientes puntos de las instalaciones:
En cada grupo de generación de las Centrales Hidroeléctricas, los puntos de
medición se ubicaran en bornes de generación y servicios auxiliares de la
Central.
Clase de precisión de los Equipos.
- De los transformadores de medición.
Clase de precisión 0.2
- De los medidores electrónicos.
Clase de precisión 0.2
Registro y Almacenamiento de Datos
a) Magnitudes a Registrar:
- Energía activa entregada y recibida.
- Energía reactiva en cuatro cuadrantes.
- Potencia activa entregada y recibida.
- Voltaje.
- Corriente
b) Registro de datos:
El medidor tendrá una capacidad de almacenar los parámetros eléctricos listados con
intervalos de programación configurables (1, 5, 10, 15, 60 minutos, etc.) e
independientes por cada parámetro a registrar, durante el periodo mínimo de 35
días para intervalos de 15 minutos:
- Energía activa entregada y recibida.
- Energía reactiva en cuatro cuadrantes.
- Potencia activa entregada y recibida.
- Voltaje.
- Corriente
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Sincronización
El propietario se hará responsable de sincronizar el reloj del medidor o medidores de
su propiedad de acuerdo al patrón de hora generado por un dispositivo de alta
precisión, tal como GPS u otro que determine el COES. La sincronización se deberá
realizar cuando se detecte que el reloj del medidor esté desfasado en ±1 minuto con
respecto al patrón.
Comunicación
El sistema de medición contará con un medio de comunicación para permitir el acceso
oportuno a la información almacenada, el cual puede ser a través de Modem, Ethernet
u otros. El sistema de comunicación permitirá cumplir con los plazos de entrega de
información establecidos en los procedimientos del COES.
Protocolos de Prueba:
Se presentará los protocolos de prueba de los transformadores de medición, tanto
el de tensión como el de corriente emitidos por el fabricante de los equipos de
acuerdo a normas internacionales.
Se presentará los protocolos de programación y contraste de los medidores
electrónicos con una antigüedad no mayor de 6 meses, efectuados por una
empresa certificada.
Los medidores a ser instalados serán similares al MEDIDOR MODELO ION TIPO
8400 de corriente nominal 2.5 A y tensión nominal de rango 57.7- 277 volts y clase de
precisión +/- 0.2 %.
10. LINEAS DE TRANSMISION 22.9 kV CENTRAL HIDRAULICA SAN LORENZO
10.1 Características y recorrido de las Líneas
En la línea de transmisión futura será construida por ENOSA y abarca la LT 60 kV
Poechos-Las Lomas- Quiroz. El proyecto consistirá en la construcción de la LT 22.9 kV
desde la CH San Lorenzo a SE Las Lomas de 6.3 km y que unira a la SE Las Lomas en el
nivel de 60 kV Mediante transformador de 60/22.9 kV 12 MVA.
Comprenderá los siguientes tramos:
LT 22.9 kV CH San Lorenzo – SE Las Lomas de 6.3 km.
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Figura 11.1 LT Esquema CH San Lorenzo – SE Las Lomas
10.2 Coordenadas UTM
El recorrido de las líneas y las coordenadas en el siguiente cuadro.
Cuadro N. 11.2.1 Coordenadas de la Línea de Transmisión CH San Lorenzo-SE
Las Lomas
NUMERO ESTE NORTE COTA ATRIBUTO
1 588855 9483094 262 CH SAN LORENZO
2 588722 9483544 254 V1
3 588502 9483838 256 V2
4 588267 9483960 255 V3
5 587993 9483870 259 V4
6 587325 9483824 240 V5
7 587365 9484912 251 V6
8 586545 9484964 247 V7
9 586189 9484817 244 V8
10 585191 9484765 235 V9
11 584857 9484946 245 V10
12 584802 9484886 245 V11
13 584526 9485188 244 LAS LOMAS
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El recorrido de la línea del proyecto en rojo se muestra en la siguiente lámina donde
se muestra que recorre cercana en 6 km a la SE Existente de Las Lomas.
Se adjunta el archivo Google Earth.
Lámina Nº 13: Ubicación Línea proyecto CH San Lorenzo – SE Las Lomas
300.0
0S
: T
20
0
169.2
4A
: T
20
1
240.
00
A :
T20 2
127.
20
S :
T20 3
264.78
S : S-6
4
288.40
A : T20
5
300.00A : T20
6
178.60A : T20
7
190.98S : T20
8
300.0
0
A :
T20
93
00.0
0
A :
T20
10
300.0
0
A :
T20
11
188.7
4
A :
T20
12
300.00
A : T20
13
300.00
A : T20
14221.65
A : T20
15
196.84
A : T15
16
188.31S : T20
17
300.00T : T20
18
300.00A : T20
19
174.37A : T20
20224.98
S : T20
21211.45
A : T20
22
168.44
S : T20
23
81.39
S : T15
24
300.
00
S : T2
0 25
109.
12
A : T2
0 26
S : T2
027
CH. SAN LORENZO
S.E LAS LOMAS
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10.3 Selección del Conductor de las Líneas de Transmisión
Se hizo la verificación para considerar el diámetro mínimo para evitar el efecto corona.
Tomando en cuenta el diámetro mínimo dado por la ecuación 𝐷𝑚𝑖𝑛(𝑚𝑚) = 11 ∗𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙
100∗√𝑑 para líneas de 1 conductor por fase, donde 𝑑 = 0.87 es la densidad relativa del
aire se tienen que el diámetro debe ser como minino 2.7 mm – 30 mm2.
De las tablas se decide usar el conductor AAAC de 152 mm2 que soporta una corriente
de 302 A para línea de 1 conductor por fase para las condiciones de no viento y sol.
Y para el cable de guarda el conductor para fibra óptica OPGW-70mm2
10.4 Transposiciones de las Líneas de Transmisión
La línea de 6.3 km no requiere transposición por ser menor de 100 km.
10.5 Hipótesis de cálculo mecánico del Conductor
Para la verificación mecánica del conductor se aplican las hipótesis de trabajo.
Para la HIPOTESIS I, de templado, se ha considerado tomar un EDS de 18% para los
conductores ocasionados por vibración. Para la HIPOTESIS IV de máxima flecha, se ha
tenido en cuenta la máxima temperatura máxima.
Las líneas que se encuentran a alturas de 200 msnm.
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Cuadro 10.5.1 Hipótesis para línea – conductor AAAC 152mm2
Cuadro 10.5.1 Calculo Mecánico línea – conductor AAAC 152 mm2
CONDUCTOR :AAAC-152
Seccion Diam. Exterior Nro. de Hilos Peso Unit.) Tiro de Rot. M.E. Final Coef. Dilatación
(mm2) (mm) (Kg/m) (Kg) (Kg/mm2) (1/°C)
152.13 15.98 19 0.42 4762.48 6152.13 0.000023
HIPOTESIS DE CALCULO :
DESCRIPCION Hip. 1 Hip. 2 Hip. 3 Hip. 4
NOMBRE Cond. Inicial Temp. Minima S/Hielo Viento Maximo Maxima Temperatura
%TIRO 18 60 60 60
Temperatura (°C) 21 15 15 35
V.Viento(km/h) 0 0 70 0
M.Hielo(mm) 0 1.5 0 0
Vano Desnivel
(m) (m) TiroH(Kg) TMax(Kg) Flecha(m) TiroH(Kg) TMax(Kg) Flecha(m) TiroH(Kg) TMax(Kg) Flecha(m) TiroH(Kg) TMax(Kg) Flecha(m)
10 0.5 857.25 858.42 0.01 961.29 962.61 0.01 961.53 962.88 0.01 615.38 616.25 0.01
20 1 857.25 858.54 0.02 961.53 962.99 0.03 962.5 964 0.03 617.43 618.42 0.03
30 1.5 857.25 858.65 0.05 961.94 963.54 0.06 964.09 965.75 0.07 620.73 621.85 0.08
40 2 857.25 858.78 0.1 962.49 964.24 0.1 966.26 968.09 0.12 625.12 626.37 0.13
50 2.5 857.25 858.9 0.15 963.19 965.09 0.16 968.95 970.97 0.18 630.41 631.8 0.21
60 3 857.25 859.03 0.22 964.01 966.07 0.23 972.12 974.32 0.26 636.4 637.95 0.3
70 3.5 857.25 859.17 0.3 964.95 967.17 0.31 975.68 978.08 0.35 642.92 644.62 0.4
80 4 857.25 859.31 0.39 965.99 968.38 0.41 979.59 982.19 0.46 649.79 651.65 0.51
90 4.5 857.25 859.46 0.49 967.1 969.68 0.52 983.76 986.58 0.58 656.88 658.9 0.64
100 5 857.25 859.61 0.61 968.29 971.05 0.64 988.15 991.19 0.71 664.06 666.26 0.79
110 5.5 857.25 859.77 0.74 969.53 972.47 0.77 992.7 995.96 0.86 671.24 673.62 0.94
120 6 857.25 859.93 0.88 970.8 973.94 0.92 997.34 1000.84 1.01 678.36 680.92 1.11
130 6.5 857.25 860.1 1.03 972.1 975.45 1.07 1002.04 1005.79 1.19 685.36 688.11 1.29
140 7 857.25 860.27 1.19 973.42 976.97 1.24 1006.77 1010.76 1.37 692.19 695.13 1.48
150 7.5 857.25 860.45 1.37 974.74 978.51 1.42 1011.47 1015.72 1.56 698.82 701.96 1.68
160 8 857.25 860.64 1.56 976.05 980.04 1.62 1016.14 1020.65 1.77 705.24 708.58 1.89
170 8.5 857.25 860.82 1.76 977.35 981.57 1.82 1020.74 1025.51 1.99 711.43 714.98 2.12
180 9 857.25 861.02 1.97 978.63 983.08 2.04 1025.25 1030.3 2.22 717.39 721.14 2.36
190 9.5 857.25 861.21 2.2 979.89 984.57 2.27 1029.67 1035 2.46 723.1 727.07 2.61
200 10 857.25 861.42 2.44 981.11 986.04 2.52 1033.97 1039.59 2.72 728.58 732.77 2.87
Hip. 1 Hip. 2 Hip. 3 Hip. 4
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10.6 Estructura Típica de las Líneas de Transmisión
Para todas las líneas de transmisión del estudio emplearemos torres de celosía y se
consideran las distancias mínimas de seguridad según el CEN.
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10.7 Trazo de la Ruta
El trazo de la ruta de la línea asume las siguientes consideraciones:
Poligonal con el menor número de vértices y la menor longitud.
Evita pasar por zonas de fallas geológicas, terrenos inundables y suelos
hidromórficos.
Aproximación a trochas y caminos existentes de modo que faciliten el montaje,
mantenimiento y operación de la línea.
Evita el paralelismo con líneas de comunicación existentes.
Evita en lo posible pasar por zonas urbanas, arqueológicas o intangibles.
Las líneas de transmisión comprende desde la CH San Lorenzo hacia SE Las Lomas a 6.3
km.
Cuadro 11.8 Coordenadas de vértices LT San Lorenzo – Las Lomas
NUMERO ESTE NORTE COTA ATRIBUTO
1 588855 9483094 262 CH SAN LORENZO
2 588722 9483544 254 V1
3 588502 9483838 256 V2
4 588267 9483960 255 V3
5 587993 9483870 259 V4
6 587325 9483824 240 V5
7 587365 9484912 251 V6
8 586545 9484964 247 V7
9 586189 9484817 244 V8
10 585191 9484765 235 V9
11 584857 9484946 245 V10
12 584802 9484886 245 V11
13 584526 9485188 244 LAS LOMAS
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10.8 Derecho de Paso
Según el Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011) se da el ancho de la faja de
servidumbre, o ancho total para el uso de la línea.
En la tabal 219 del mismo código se da el ancho para diferentes tensiones que en nuestro
caso está en el rango de 20-36 kV.
10.9 Condiciones Climatológicas
El clima prevaleciente en la zona del proyecto es el característico de sierra, por lo cual se
consideran las siguientes condiciones climatológicas para el diseño de la línea:
Temperatura mínima : 5 ºC
Temperatura media : 20 ºC
Temperatura máxima : 35 ºC
Velocidades de viento 70 km/h
Humedad relativa promedio : 58%
Nivel isoceráunico : 60 días con tormenta por año
Grado de contaminación (según IEC) : Alto
10.10 Distancias Mínimas de Seguridad
Distancia de seguridad (ds) en cualquier dirección
Desde los conductores hacia los soportes y hacia conductores verticales o laterales de
otros circuitos, o retenidas unidos al mismo soporte.
Se determinan según la regla 235.E.1 y la Tabla 235-6:
- Distancia de seguridad a conductor vertical o lateral de otros circuitos:
DS = 150 mm + 10 mm x (22.9 –11) = 270mm
- Distancia de seguridad a retenida de anclaje unido a la misma estructura:
DS = 150 mm + 6,5 mm x (22,9-11)= 227 mm,
- Distancia de seguridad a superficie de los brazos de soporte:
DS = 100 mm + 5,0 mm x (22,9-11)= 160 mm
Anchos mínimos de fajas de servidumbre
Tensión nominal de la línea Ancho
(kV) (m)
10 - 15 6
20 - 36 11
50 - 70 16
115 - 145 20
220 25
500 64
Tabla 219
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- Distancia de seguridad a superficie de estructuras:
- En estructuras utilizadas de manera conjunta:
DS = 125mm + 5 mm x (22,9-11)= 185 mm
- Todos los demás:
DS = 72 mm + 5 mm x (22,9-11)= 132 mm
Distancia vertical de seguridad de conductor sobre el nivel del piso o camino:
Las distancias de seguridad son las que se indican en la tabla 232-1a del CNE Suministro
2011, y se ha adicionado 0,5m, para tomar en cuenta las recomendaciones del PR-20 que
indica localizar las estructuras con 0,3 m adicionales a la distancias de seguridad vertical.
Los valores que se usaron para este proyecto son los que a continuación se detallan:
- Al cruce de vías férreas de ferrocarril s : 8,5 m
- Al cruce de calles, carreteras y avenidas : 7,5 m
- A lo largo de calles, carreteras y avenidas : 7,0 m
- A terrenos recorridos por vehículos, como cultivos : 7,0 m
- A áreas no transitables por vehículos : 5,5 m
La Tabla 233-1 proporciona valores de distancia de seguridad al cruce de conductores
hasta 23 kV, para tensiones superiores usando la regla 233.C.2.a, se obtienen los
siguientes valores.
- Cruce de líneas de 60 kV : 1,80 m
- Cruce de líneas de 22,9 kV : 1,20 m
- Sobre líneas de Telecomunicaciones : 2,30 m
10.11 Numero de Aisladores
En general el tipo y material de los aisladores a utilizar está adecuado a las características
de la zona donde se ubica el proyecto, y toma en cuenta la práctica y experiencia de líneas
existentes en el Perú.
Las características del aislador Standard seleccionado son las siguientes:
- Tipo : Suspensión y Anclaje
- Clase IEC : U120B
- Norma IEC : 16 A
- Conexión : Ball & socket
- Diámetro de disco : 255 mm
- Altura : 146 mm
- Distancia de fuga : 300 mm
- Carga de falla electromecánica : 120 kN
- Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial
Seco, un minuto : 70 kV
Húmedo, un minuto : 40 kV
- Voltaje Resistente al Impulso : 100 kV
- Voltaje de Perforación : 130 kV
- Peso Neto Aproximado : 4,5 kg
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Cuadro 11.1 Niveles Básicos de Aislamiento BIL
Tabla 10.4.-Niveles Basicos de Aislamiento Grupo 1-IEC, Um≤245 kV
Tensión Máx-. para el
Aislamiento Um,(kV
Eficaz)
Tensión de Sostenimiento
Pruebas a FI(1 minuto)
UFI,(kV eficaz)
Tensión de Sostenimiento
Pruebas a TI(Tipo Rayo) UBIL,
(kV Cresta)
10 20
40
20 40
60
28 60
75
95
38 75
95
50 95
125
145
70 145
170
52 95 250
72.5 140 325
(185) 450
230 550
(185) (450)
230 550
275 650
(230) (550)
275 650
325 750
(275) (650)
(325) (750)
360 850
395 950
460 1050
17.5
12
7.2
3.6
245
170
145
123
36
24
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Cuadro 11.2 Numero de Aislador para los Niveles Básicos de Aislamiento BIL
NUMERO DE AISLADORES POR CADENA
La cantidad de aisladores por cadena de aisladores que se requiere para la tensión de
impulso TI(kVc) de 145 kV es de dos unidades.
Requiere dos unidades, sin embargo se debe verificar con las líneas existentes, esta
cantidad debido al alto grado de descargas atmosféricas.
- Cadena de suspensión con 3 unidades, de 70 kN
- Cadena de anclaje con 3 unidades, de 70 kN
Tensiones de Sostenimiento de la Cadena de Aisladores
En Seco Bajo Lluvia En Seco Bajo Lluvia
1 75 45 110 70 40 100
2 130 75 195 130 75 190
3 180 115 275 180 110 270
4 235 155 360 225 140 340
5 280 195 430 270 175 410
6 325 230 505 315 210 480
7 375 265 580 360 245 550
8 420 300 660 415 280 820
9 465 325 730 450 310 690
10 510 375 800 490 345 760
11 550 410 880 530 375 830
12 595 440 955 570 405 900
13 635 475 1025 610 435 970
14 675 510 1095 650 465 1035
15 715 540 1160 690 495 1100
16 755 570 1230 725 525 1165
17 800 600 1300 765 555 1230
18 855 635 1370 800 585 1295
19 875 665 1440 840 610 1360
20 915 700 1510 875 640 1425
21 950 730 1575 915 670 1490
22 990 760 1640 950 700 1585
23 1030 790 1710 985 725 1620
24 1065 820 1775 1025 755 1680
25 1100 855 1850 1060 785 1745
Numero
Aisladores
por Cadena
Suspension Tensiones FI (kVrms) Tensiones FI (kVrms)
Tension TI(kVc) Tension TI(kVc)
Aisladores BORMA instalados U-120, M-97, Plano
Similar: Tipo U-70Z
Aisladores BORMA instalados U-120, M-
97, Plano Similar: Tipo U-70Z
Tipo IEC: F12/146-120KN Tipo IEC: F12/146-120KN
Tensiones de Sostenimiento a Condiciones Normales Aisladores Estandar IEC-Espiga Caperuza
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También aplicando la guía IEEE Std 1313.2-1999
Table 7-IEC 60071-2 recommended creepage distances
Pollution
level Examples of typical environments
Minimum specific
creepage distance
mm/kV
-Areas without industries and with low density of houses
equipped with heating plants
-Areas with low density of industries or houses but subjected to
frequent winds ans/or rainfall
-Agriculture areas
-Mountainous areas
-All these areas shall be situated at least 10 km to 20 km from the
sea and shall not be exposed to winds directly from the sea
-Areas with industries not producing particularly polluting smoke
and/or with average density og houses equipped with heatinfs
plants
-Areas with high density of houses and/or industries but subjected
to frequent winds and/or rainfalls ans/or rainfall
-Areas exposed to wind from sea but not too close to coasts (at
least several kilometers distant)
-Areas with high density of industries, and suburbs of large cities
with high density of heating plants producing pollution
-Areas close to the sea or any cas exposed to relatuvely strong
winds from the sea
-Areas generally of moderate extent, subjected to conductive
dusts and to industrial smoke producing particularly thick
conductive deposits
-Areas generally of moderate extent, very close to the coast and
exposed to sea spray or to very strong and polluting winds from
the sea
-Desert areas, characterized by rain for long periods, exposed to
strong winds carring sand and salt, and subjected to regular
condensation
I Light
II Medium
III Heavy
IV Very heavy
27.7
34.6
43.3
53.7
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Para una polución muy pesada.
D= (Vmax/3) * Coeficiente de Fuga
D= (24/1.732) * 53.7 =744.11 mm
Distancia de Fuga de una aislador típico de (5.75”x10”) es de 292mm (11.5”).
Numero de Aisladores = 744.11/292 = 2.55
Para una altura de 200 msnm
NA = Ng e A/14
NA = 2.55 * e 0.2/14
= 2.55 *1.01 = 2.58
Resulta 3 aisladores por cadena
Calculo del Numero de Aisladores
Descripcion Valores
Ubicación LT 22.9 Tinajones-Carhuaquero
Vn kV 22.9
Vmax(kV) 24
Nivel de polucion IV Very heavy
mm/kV 53.7
Factor altura ka 1
Longitud de fuga total D en mm 744.11
Distancia de Fuga por Aislador mm 292
Numero de Aisladores N° 2.55
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10.12 Parámetros Eléctricos de la Línea
Los parámetros eléctricos en base a valores típicos y torres existentes dan los siguientes
valores.
Cuadro 11.13 Parámetros Eléctricos de la Línea de Transmisión
11. PLANOS
En el Anexo del Volumen III se encuentra los planos del proyecto en CAD.
Planos de Equipos y Protección
Planos de Disposición de Equipos
*****
TIPO CODIGO
CALIBRE
( AWG o
MCM)
SECCION
(mm2)
DIAMETRO
(mm)
CARGA DE
ROTURA
(Kg)
RESISTENCIA
ELECTRICA
20°C
(Ω/Km)
RESISTENCIA
ELECTRICA
75°C
(Ω/Km)
FACTOR DE
CORRECCION DE
RESISTENCIA POR
TEMPERATURA
(1/°C)
RMG
(mm)
AMPERAJE
(Amperios)
AAAC - 266 152 15.89 4762 0.2146 0.2148 0.0000193 6.1876 302
CARACTERISTICA DEL CONDUCTOR
TIPO SECCION
DIAMETRO
EXTERIOR
(mm)
CARGA DE
ROTURA
(Kg)
MODULO DE
ELASTICIDAD
(Kg/mm²)
HILOS
RESISTENCIA
ELECTRICA
20°C
(Ω/Km)
RESISTENCIA
ELECTRICA
50°C
(Ω/Km)
FACTOR DE
CORRECCION DE
RESISTENCIA POR
TEMPERATURA
(1/°C)
RMG
(mm)
AMPERAJE
(Amperios)
OPGW 66mm² 7.5 3150 12700 12 0.6000 0.6003 0.000015 2.9205 100
CARACTERISTICAS DE LOS CABLES DE GUARDA
NOMBRE BARRA 1 BARRA 2 kV km Tipo y Calibre N. Circuitos Inom Total kA r1 Ohm/Km x1 Ohm/Kn b1 uS/Km r0 Ohm/Km x0 Ohm/Kn b0 uS/Km
Lne_LasLomas-SanLorenzo_22.9 San-Lorenzo_22.9LasLomas-SanLorenzo22.9 6.3 Lne_LasLomas-SanLorenzo152mm2 1 0.302 0.2126 0.4835 3.4258 0.5447 1.4328 1.9157
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