Parte 5 Cálculos Justificativo_LT 138 KV

LT 138 kV SE Santiago de Cao – Nueva SE Malabrigo Estudio Definitivo

Hidrandina S.A.

ESTUDIO DEFINITIVO E INGENIERÍA A NIVEL DE EJECUCIÓN LT 138 kV SE SANTIAGO DE CAO – NUEVA SE MALABRIGO EXPEDIENTE TÉCNICO VOLUMEN 01 PARTE 5:

CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS MECÁNICOS, ELÉCTRICOS Y CIVILES

LÍNEA DE TRANSMISIÓN 138 KV SE SANTIAGO DE CAO – SE MALABRIGO

INDICE

1.0

INTRODUCCIÓN

2.0

CARACTERÍSTICAS CLIMATOLÓGICAS Y AMBIENTALES 2.1 características climatológicas 2.2 características ambientales 2.3 presiones de viento

3.0

SELECCIÓN TECNICA ECONOMICA DEL CONDUCTOR 3.1 selección del material del conductor 3.2 selección de la seccion minima del conductor 3.3 selección tecnica economica del conductor

4.0

CARACTERISTICAS DEL CABLE DE FIBRA OPTICA OPGW

5.0

CALCULO DE LA CAPACIDAD TERMICA DEL CONDUCTOR

6.0

SELECCIÓN TECNICA ECONOMICA DE LAS ESTRUCTURAS 6.1 selección de clase y longitud de poste de madera 6.2 prestacion preliminar de la estructuras 6.3 factores de sobrecarga y resistencia de las estructuras 6.4 factores de seguridad para la fundación de postes

7.0

CÁLCULOS ELECTRICOS 7.1 gradiente superficial y perdidas corona 7.2 parametros electricos

8.0

CÁLCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA 8.1 selección de tensión eds del conductor acar 8.2 hipótesis de carga 8.3 cálculo del creep 8.4 cambio de estado del conductor 8.5 coordinacion entre conductor de fase y cable de guarda

Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo

Promotora de Proyectos S.A.C.


8.6 9.0

Hidrandina S.A.

hipotesis de carga del cable opgw

CÁLCULO DE AISLAMIENTO 9.1 condiciones climáticas y ambientales para el cálculo del aislamiento 9.2 premisas de diseño 9.3 diseño mecánico 9.4 diseño eléctrico

10.0DISTANCIA MÍNIMA A MASA 10.1distancia mínima entre fases 10.2distancias de seguridad 11.0CALCULO DE ESTRUCTURAS CON POSTES DE MADERA TRATADA 11.1 tipos y prestaciones de estructuras 11.2 utilizacion de estructuras de suspension 11.3 hipotesis de carga de las estructuras 11.4 calculo de las estructuras 12.0MEDICION DE RESISTIVIDAD DEL TERRENO 12.1objetivo 12.2alcances 12.3metodología y equipo utilizado 12.4cálculo de la resistividad 13.0CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA 13.1conductor del sistema de puesta a tierra 13.2configuración a 10.2 configuración b 10.2 configuración c 10.3 configuración d 10.4 aplicación de los tipos de puesta a tierra ANEXOS: ANEXO 1:

CALCULO DE CAPACIDAD TERMICA DE PROGRAMA IEEE STD 738 -2006

ANEXO 2:

SELECCIÓN TECNICA ECONOMICA DEL CONDUCTOR ACAR

ANEXO 3:

SELECCIÓN DE LONGITUD ÓPTIMA DEL POSTE DE MADERA TRATADA PARA ESTRUCTURAS DE LA LINEA DE TRANSMISION DE 138 KV

ANEXO 4:

CAMBIO DE ESTADO DE CONDUCTOR ACAR 253 mm²

ANEXO 5:

CAMBIO DE ESTADO DE CABLE DE FIBRA OPTICA TIPO OPGW 87 mm²

ANEXO 6:

GRAFICOS PARA LA SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO

ANEXO 7

FACTOR “K” DE TABLA 19 DE LA NORMA VDE 0210/12.85

ANEXO 8

CALCULOS DE DIAGRAMAS DE CARGAS DE ESTRUCTURAS


CONDUCTORES

–



Hidrandina S.A.

ANEXO 9

CÁLCULO DEL BLOQUE DE LAS RETENIDAS

ANEXO 10

CÁLCULO DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO




Hidrandina S.A.

ESTUDIO DEFINITIVO E INGENIERÍA A NIVEL DE EJECUCIÓN LT 138 kV SE SANTIAGO DE CAO – NUEVA SE MALABRIGO EXPEDIENTE TÉCNICO VOLUMEN 01 PARTE 5:

CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS MECÁNICOS, ELÉCTRICOS Y CIVILES

LÍNEA DE TRANSMISIÓN 138 KV SE SANTIAGO DE CAO – SE MALABRIGO

1.0

INTRODUCCION

En el presente documento se presentan los cálculos justificativos para el diseño electromecánico de la línea de transmisión en 138 kV SE Santiago de Cao - SE Malabrigo, que incluye básicamente los siguientes temas: determinación de la capacidad térmica del conductor, cálculo mecánico del conductor, cálculo electromecánico del aislamiento, determinación de las cargas de estructuras, distancias a masa de conductores, sistema de puesta a tierra de estructuras, etc. Los cálculos electromecánicos aquí descritos se efectuarán tomando como referencia los materiales de la línea y criterios de diseño descritos en la ingeniería básica y en criterios de ingeniería comúnmente usados en el diseño de líneas de transmisión de alta tensión.




2.0

Hidrandina S.A.

CARACTERISTICAS CLIMATOLÓGICAS Y AMBIENTALES

A continuación se presentan las características climatológicas y ambientales de la zona del proyecto, que regirá el diseño de la línea de transmisión aérea en estudio. 2.1

CARACTERÍSTICAS CLIMATOLÓGICAS

Las características climatológicas de la zona del proyecto que se utilizan en el presente estudio, se refieren básicamente a los valores de temperatura media, máxima y mínima de la zona del proyecto. Las características climatológicas de la zona del estudio son las siguientes:       

Temperatura ambiente mínima Temperatura ambiente media Temperatura ambiente máxima Humedad relativa media Máxima velocidad del viento Presión de viento máximo Nivel isoceráunico

: : : : : : :

15 °C 23 °C 36 °C 70 % 70 km/h (según Nota 1) 23.77 kg/m² a 20°C 10 días de tormenta eléctrica - año

Nota 1 : La velocidad del viento se establece conforme el Código Nacional de Electricidad Suministro 2 001, en donde según la tabla 250-1.A, se consigna que la zona “A” de carga Ligera, la velocidad del viento considerada es 19.5 m/s (70 Km/h) 2.2

CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES

El clima prevaleciente en la zona del proyecto es de tipo costero, con una distancia de 5,0 km en promedio a la costa marina; por lo tanto, la zona se caracteriza por una contaminación salina de regular magnitud. Se evitará en lo posible el desbroce de vegetación existente. El trazo de ruta seleccionado se ubica casi en paralelo a la línea existente de 34.5 kV, que va muy cerca a caminos afirmados existentes (trocha), el terreno del área del proyecto se caracteriza por ser prácticamente plano.

2.3

PRESIONES DE VIENTO

La presión de viento que se aplicarán sobre las áreas proyectadas de los conductores, estructuras y aisladores, se calculará mediante la fórmula del CNE - Suministro, regla 250.C., que a continuación se presenta: PV = K x V² x Sf x A Donde: PV = K =

Carga en Newton 0.613 constante de presión, para niveles hasta 3 000 msnm




V = Sf =

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Velocidad del viento en m/s Factor de forma 1.00 para conductores, aisladores y postes de madera.

Para el caso de cargas debido solo al viento, la presión de viento se establece de acuerdo a la Tabla 250-1.A y la fórmula de la regla 250.C. Zona de carga:

A Ligera, con velocidad de viento de 19.5 m/s (70 km/h)

Reemplazando PV = 0.613 x (19.5)² x 1.00 x 1.00 = 233.09 N/m² = 23.77 kg/m² En el siguiente cuadro N° 2.1 que se muestran las presiones de viento a utilizar en el diseño. CUADRO N° 2.1

PRESION DE VIENTO

Elementos de la Línea de Transmisión de 138 kV

Área de Carga A Ligera Zona Costera

Estructura de acero galvanizado) Postes de madera tratada Conductor de fase ACAR Cable de fibra óptica OPGW Cadena de Aisladores

23.77 x 3.2 = 76.06 kg/m² 23.77 kg/m² 23.77 kg/m² 23.77 kg/m² 23.77 kg/m²




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3.0

SELECCIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DEL CONDUCTOR

3.1

SELECCIÓN DEL MATERIAL DEL CONDUCTOR

En la selección del material del conductor, se ha previsto utilizar uno con características adecuadas a la zona del proyecto, es decir, a la zona costera en el norte de Perú que se caracteriza por la presencia de contaminación salina y donde las lluvias no son muy frecuentes. Desde el punto de vista técnico, las principales consideraciones para seleccionar el material del conductor de una línea de transmisión de alta tensión toman en cuenta la resistencia mecánica del conductor y las características del parámetro de catenaria en máxima temperatura que influenciará en la determinación del tamaño de las estructuras. Los materiales para conductores a considerar en esta selección, se consideran los siguientes: AAAC ACAR ACSR

Aleación de aluminio 6201 Aluminio reforzados con aleación de aluminio 6201 Aluminio reforzados con acero galvanizado

No toma en cuenta en el análisis al conductor tipo Aero Z, debido a que durante su instalación en las costas peruanas no tuvieron un comportamiento adecuado, debiendo ser reemplazados por conductores ACAR en tan sólo ocho (08) años de su puesta en servicio. Desde el punto de vista de resistencia mecánica se utiliza el esfuerzo mínimo de rotura como parámetro de referencia, en donde los materiales de los conductores normalmente usados en el país presentan los siguientes esfuerzos a la rotura: AAAC ACAR ACSR

29.5 (kg/mm²) 22.5 (kg/mm²) 30.0 (kg/mm²)

Para las condiciones planas del terreno en donde se ubicará la línea de transmisión en 138 kV, que implicará la presencia de vanos normales y en especial por la presencia de contaminación salina en el trazo de ruta de la línea los conductores tipo ACSR son totalmente inadecuados. El hecho que el trazo de ruta de la línea se ubique en una zona cercana al mar con presencia de contaminación salina, implica que el material de las estructuras será con postes de madera tratada y por lo tanto los esfuerzos sobre las estructuras deberán ser limitados, los que se podrán obtener básicamente con el conductor de material ACAR, que permite parámetros de ubicación de estructuras adecuados para terrenos planos. El tiro de tensado para la condición final del conductor ACAR será de 16% del tiro de rotura. Comparando a los conductores de material ACAR y AAAC, el primero presenta menores esfuerzos a las estructuras, pero con longitudes mayores debido a su catenaria más pronunciada; por otro lado con el AAAC se requerirán menores esfuerzos a las estructuras pero con longitudes más pequeñas. Con respecto a la contaminación salina el conductor ACAR tiene un mejor comportamiento, según la experiencia en líneas longitudinales ubicadas en la costa peruana; mientras que en el caso de aleación de aluminio AAAC, estas normalmente se han utilizado cuando las líneas presentan un trazo de ruta transversal a la costa. Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



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En función a lo descrito líneas arriba se recomienda utilizar un conductor que se adapte a las características de los terrenos del trazo de ruta de la línea de transmisión en 138 kV tal como el material ACAR, que a la larga resulta más económico y técnicamente más recomendable, debido principalmente a que transmitirá a las estructuras menores cargas que las producidas por otros tipos de conductores y principalmente por su mejor adaptación al medio ambiente de las zonas costeras del norte del país. 3.2

SELECCIÓN DE SECCION MINIMA DEL CONDUCTOR

Habiéndose seleccionado el material del conductor, se determinará la sección mínima del conductor ACAR a utilizar, verificando la capacidad térmica de un conjunto de conductores preseleccionados. La capacidad térmica de los conductores se determinará mediante el programa de la IEEE Standard 738-2006, denominado “Cálculo de Relaciones Corriente – Temperatura de Conductores Aéreos Desnudos”, cuyos datos de ingreso se muestran a continuación.           

Velocidad de viento: Emisividad: Absortividad solar: Temperatura ambiente máxima del aire: Diámetro exterior del conductor Resistencia en ca de conductor R (25ºC): Resistencia en ca de conductor R (75ºC): Dirección que recorre la línea: Latitud de la zona del proyecto: Altitud sobre el nivel del mar: Tipo de atmosfera:

0.61 m/s 0.5 0.5 36 ºC según Cuadro N° 3.1, mm según Cuadro N° 3.1, ohm/km según Cuadro N° 3.1, ohm/km sur a norte 7.5º 150 msnm industrial

A continuación se presentan las características principales de los conductores ACAR que serán evaluados por su capacidad térmica. CUADRO N° 3.1

Calibre 400 450 500 550 600 650

Nº de hilos 19 19 37 37 37 37

Diámetro del cable (mm) 18.43 19.54 20.66 21.67 22.63 23.56

CARACTERÍSTICAS DE CONDUCTOR ACAR (SEGÚN NORMA ASTM) Sección (mm²) 203 228 253 279 304 329

Peso (kg/m) 0.559 0.629 0.698 0.768 0.838 0.908

Carga de Resistencia ca 60HZ Rotura (kg) 25ºC 75ºC 4330 0.1535 0.1820 4813 0.1366 0.1589 5990 0.1259 0.1487 6568 0.1146 0.1352 7131 0.1052 0.1241 7762 0.0973 0.1148

Los resultados del programa para el cálculo de la capacidad térmica en los conductores preselecionados se muestran en el siguiente cuadro.




CUADRO N° 3.2

Hidrandina S.A.

RESULTADOS DE BALANCE TERMICO - CONDUCTOR ACAR

Calibre (MCM)

Sección (mm²)

D (cm)

Qs (W/m)

Qc (W/m)

Qr (W/m)

400 450 500 550 600 650

203 228 253 279 304 329

1.843 1.954 2.066 2.167 2.263 2.356

7.955 8.434 8.917 9.353 9.768 10.169

15.227 14.530 14.346 14.026 13.795 13.657

2.880 2.814 2.849 2.844 2.851 2.874

Temperatura Conductor (°C) 49.9 48.9 48.4 47.8 47.3 47.0

Donde: Qs = calor ganado del sol (W/m) Qc = pérdida de calor por convección (W/m) Qr = pérdida de calor por radiación (W/m) Para una altitud máxima de 150 msnm y una temperatura ambiente máxima de 36 °C, todos los conductores analizados cumplen con la condición de capacidad térmica. Las salidas del programa de cómputo de la IEEE Standard 738 se muestran en el Anexo 1. 3.3

SELECCIÓN TECNICA ECONOMICA DEL CONDUCTOR

Preseleccionados el tipo de material y la sección mínima de conductores, por capacidad térmica, se determina la sección óptima mediante el método del Valor Presente de flujos de costos totales, con los principales componentes que se mencionan a continuación:   

El costo anual de las pérdidas de potencia y energía por efecto Joule, El costo anual de las pérdidas por efecto corona, El costo directo anual de las líneas de transmisión para cada conductor analizado.

La selección de la sección económica del conductor se efectúa mediante el siguiente procedimiento: 

Para la selección del conductor se considera un mínimo de 30 años de vida útil, en función de la proyección de la demanda de la zona de Malabrigo.



Se calculan los costos totales de construcción para cada sección de conductor, con estructuras conformadas por un poste de madera tratada, con aisladores tipo “line post” para una simple terna triangular, en 138 kV;



Se calculan las pérdidas por efecto Joule, en potencia y energía, según las proyecciones de potencia estimado para 30 años;



Se calculan las pérdidas corona (mediante el método de Maruvada), potencia máxima y energía promedio anual;

3.3.1

Cálculo de Pérdidas Corona en Conductor ACAR




Hidrandina S.A.

En el presente caso debido a que la línea de transmisión 138 kV se ubica en la zona costera se utilizará la fórmula de Maruvada (modificado para la costa Peruana) para el cálculo de las pérdidas corona en los conductores ACAR, el cual está basado en mediciones empíricas y se obtiene mediante la siguiente expresión.

P  K P  N  f  r 2   E  E0 

2.05

Donde:

P  Pérdidas corona en kW/km

k P  0,000775 para conductor simple N  Número de subconductores f  Frecuencia en Hz r Radio del conductor en cm Gradiente del conductor en kVp/cm E E 0  Gradiente crítico en kVp/cm El cálculo de las pérdidas corona para el conductor ACAR 253 mm² es el siguiente: 

E

Cálculo del gradiente del conductor ACAR 253 mm² en kVp/cm

2  U1 * 2  18.314 kVp / cm  4 h  d  ln   d 

Donde:

U1  Tensión del conductor, 138 kVrms d  Diámetro de conductor, 2.066 cm h  Altura promedio de conductores, 15 600 cm 

Cálculo del gradiente crítico en kVp/cm

0.426   E0  30  fs     1    15.296 kVp / cm  d  

Donde:

  Densidad del aire igual 0.981 a 25°C y a 150 msnm de altitud 

Cálculo de Pérdidas Corona en conductor ACAR 253 mm²  2.066   2  

P  0.000775  1.00  60  

2

 18.314  15.296 


 3  1.434 kW / km

2.05



3.3.2

Hidrandina S.A.

Costo de Pérdidas de Potencia y Energía en Línea de 138 kV

Se valorizan las pérdidas de potencia y energía (Joule + Corona) según las proyecciones de precios en la barra de Trujillo Norte, descrito en la Resolución de OSINERGMIN N° 0792010-OS/CD, vigente al segundo semestre del año 2 010 según lo siguiente. - Energía en horas punta : - Energía en horas fuera de punta : - Potencia en horas punta :

0.0375 US$/kWh (10.50 ctm. S/. /kWh) 0.0299 US$/kWh (8.36 ctm. S/. /kWh) 5.904 US$/kW–mes (16.53 S/./kW-mes)

La tasa de cambio considerada es 1 US$ = S/.2.80. 3.3.3

Comparación Económica con Método de Valor Presente

Se efectúa la comparación económica por el método del valor presente del flujo de costos totales + pérdidas + valor de las instalaciones, para el período de 30 años, a la tasa de descuento de 12% anual. El costo directo de la línea de transmisión en 138 kV para diferentes secciones de conductor tipo ACAR, se obtienen de manera aproximada tomando los precios unitarios por kilómetro utilizados por OSINERGMIN para establecer el peaje de Líneas de Transmisión Secundarias. Como resultado de la comparación económica se obtiene la sección óptima del conductor ACAR, resultando el calibre 500 MCM y 253 mm² de sección, para la línea de transmisión en 138 kV, según se muestra en el Anexo 2. 3.3.4

Características de Conductor ACAR Seleccionado

Características del conductor ACAR seleccionado son las siguientes:              

Tipo: Calibre (MCM) Sección nominal (mm²) Sección real (mm²) Sección de aluminio EC (mm²) Sección de Aleación de aluminio 6201 (mm²) N° x diámetro hilos de aluminio (# x mm) N° x diámetro hilos aleación de aluminio (# x mm) Diámetro exterior (mm) Peso unitario (kg/m) Resistencia a la rotura nominal (kN) Módulo de elasticidad final (kg/mm²) Resistencia eléctrica 20°C a cc (ohm/km) Coeficiente de expansión lineal

ACAR : 500 : 240 : 253 : 123 : 130 : 18 x 2.95 : 19 x 2.95 : 20.66 : 0.698 : 58.74 (5 990 kg) : 61.29 (6 250 kg/mm²) : 0.1226 : 0.000023

Las normas aplicables al conductor son las siguientes:




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 ASTM B398

Standard Specification for Aluminium Alloy 6201-T81 Wire for Electrical Purposes

 ASTM B230

Standard Specification for Aluminium 1350-H19 Wire for Electrical Purposes

 ASTM B524

Standard Specification for Concentric-Lay-Stranded Aluminium Conductors, Aluminium Reinforced (ACAR 1350/6201)




4.0

Hidrandina S.A.

CARACTERISTICAS DEL CABLE DE FIBRA OPTICA OPGW

Se ha seleccionado el cable de fibra óptica tipo OPGW para su función básica de telecomunicaciones.                                   

Tipo de material Regulaciones de fabricación : Diámetro nominal del cable : Sección nominal aproximada Peso aproximado del cable : Carga de rotura mínima a la tracción Módulo de elasticidad Coeficiente de expansión térmica lineal Radio de curvatura mínimo : Corriente de corto circuito a 0,3 s Temperatura máxima del cable Número de unidades ópticas : Número de fibras por unidad óptica : Construcción : Llenado del tubo Material del tubo Barrera térmica Protección mecánica : Máxima temperatura soportable por la fibra y sus recubrimientos : Diámetro del campo monomodo Diámetro del revestimiento : Error de concentricidad del campo monomodal No circularidad del revestimiento Longitud de Onda de Corte : Prof. Test Código de colores Atenuación para λ = 1310 nm Atenuación para λ = 1550 nm Dispersión total para λ = 1310 nm : Dispersión total para λ = 1550 nm : Humedad relativa mínima Humedad relativa máxima : Rango de temperatura funcionando : Instalación


: OPGW ITU-T G.652 11.8 – 12.0 mm : 80 - 87 mm² 0.354 – 0.471 kg/m : ≥ 4 770 kg : 11 500 – 12 700 kg/mm² : 14.5 x 10-6 – 16 x 10-6 1/ °C ≤ 12 mm : ≥ 12 kA : 210 °C 1 24 Holgado : Gel Anti-humedad : Acero inoxidable : Incorporada Incorporada 140 °C : 9 a 10 ± 10% μm 125 ± 2.4 % μm : ≤ 1 μm : <2% 1100 – 1280 nm : ≥1% : Estándar : ≤ 0.28 dB/km : ≤ 0.40 dB/km ≤ 3.50 ps/km.nm ≤ 18.0 ps/km.nm : 75 % a 40 °C 99 % a 40 °C 5 - 50 °C : Intemperie



5.0

Hidrandina S.A.

CÁLCULO DE LA CAPACIDAD TÉRMICA DEL CONDUCTOR

El cálculo en estado estable de la capacidad térmica para un conductor trenzado desnudo, en donde son conocidas la temperatura del conductor (Tc) y los parámetros ambientales del estado estable (Ta = temperatura ambiente, Vv = velocidad del viento, etc.), se efectúa mediante la siguiente ecuación de balance térmico.

Qc  Qr  Qs  I 2  R Tc  ;

(1a)

Esta ecuación de balance térmico está conformada por las pérdidas de calor debido a la convección y radiación (qc y qr), ganancia debido a calor solar (qs) y resistencia del conductor R(Tc); en donde la corriente (I) que produce la temperatura del conductor bajo las condiciones ambientales establecidas; se calculan mediante la ecuación de balance de calor en estado estable.

I

Qc  Qr  Qs R Tc 

(1b)

Donde: Qc  calor perdido por convección Qr  calor perdido por radiación Qs  calor ganado por irradiación solar I  corriente del conductor en amperios a 60 Hz R  Tc   resistenci a por pie lineal de conductor en c.a.

Este cálculo se puede realizar para cualquier temperatura de conductor y condiciones ambientales; en este caso se utilizan valores de velocidad de viento igual a 0.61 m/s y temperatura ambiente máxima de 36 °C a una altitud máxima de 150 msnm, para calcular la capacidad térmica en estado estable del conductor del estudio. Como las tasas de pérdida de calor por radiación y convección no son linealmente dependientes de la temperatura del conductor; la ecuación de balance de calor se resuelve para la temperatura del conductor en términos de corriente y variables ambientales mediante un proceso iterativo. Esto para una corriente de conductor:   

Se asume la temperatura de conductor; Se calculan las correspondientes pérdidas de calor; Se calcula la corriente de conductor que resulta de la temperatura inicial de conductor asumida;  La corriente calculada es comparada con la corriente de conductor dado;  La temperatura del conductor es luego aumentada o disminuida hasta que la corriente calculada iguale a la corriente dada. La capacidad térmica (ampacitancia) en estado estable del conductor seleccionado ACAR de 240 mm² de sección nominal (253 mm² de sección real), se calcula bajo las siguientes condiciones:  

Velocidad de viento Emisividad


:

0.61 m/seg : 0.9 Promotora de Proyectos S.A.C.


        

Absortividad solar Temperatura ambiente del aire Diámetro exterior del conductor Resistencia en ca del conductor R( 25°C) : Resistencia en ca del conductor R (75°C) : Dirección que recorre la línea Latitud de la zona del proyecto Altitud sobre el nivel del mar : Tipo de atmósfera

Hidrandina S.A.

: 0.9 : 36 °C : 2.066 cm 0.1259 ohm/km 0.1487 ohm/km : Sur a Norte : 7.5° 150 msnm : industrial

La temperatura máxima del conductor ACAR de 253 mm² para 246.1 A (50 MW), con un factor de potencia de 0.85, es 48.4 °C. El cálculo de la temperatura del conductor para una capacidad dada, se efectúa mediante el programa de cómputo de la IEEE Standard 738 que se muestran en el Anexo 1.




6.0

Hidrandina S.A.

SELECCIÓN TECNICA ECONOMICA DE LAS ESTRUCTURAS

Para la selección de estructuras soporte se toma en cuenta las condiciones climatológicas por donde se ubica el trazo de la línea de transmisión en 138 kV. La línea de transmisión de 138 kV a diseñar se ubica en una zona costera a una altitud promedio menor a 50 msnm, caracterizado por ser una zona plana, pero con niveles elevados de contaminación salina debido a su cercanía al mar, por lo que se ha determinado la utilización de postes de madera tratada. Normalmente en zonas costeras cercanos al mar, con terrenos planos y zonas de cultivo, los postes de madera tratada presentan un buen comportamiento, presentando una mayor ventaja durante la instalación, debido a que en la zona del proyecto existen caminos afirmados utilizados por los agricultores. 6.1

SELECCIÓN DE CLASE Y LONGITUD DE POSTE DE MADERA

En la definición de las estructuras a utilizar en las líneas de transmisión en 138 kV, para la zona costa se tendrá en cuenta que el trazo de ruta de la línea se realizará en zona rural. Con la finalidad de aprovechar la franja entre los caminos afirmados, las estructuras a instalarse serán del tipo monoposte para simple terna con disposición triangular, aislamiento conformado por aisladores tipo “line post” horizontal para las estructuras de alineamiento y para las estructuras angulares se utilizarán disposición vertical y horizontal de conductores con aisladores conformadas por cadenas de anclaje. Para el conductor ACAR seleccionado de 253 mm² de sección se usarán estructuras tipo monoposte con postes de madera de clase 3 para las estructuras de alineamiento y clase 2 para las estructuras de anclaje. Para la definición de la altura óptima de los postes se tendrá en cuenta una serie de factores, tales como: - Tipo de conductor que soportarán las estructuras; - Dimensiones de la profundidad de enterramiento del poste de madera, y dimensiones de excavación y relleno para las fundaciones. - Costo promedio de la excavación y relleno de las fundaciones. - Costos de material e instalación de postes de madera tratada de diferentes longitudes. - Costo de material y montaje del sistema de puesta a tierra. - Distancias de seguridad y distancias de aislamiento. Para la determinación de la longitud óptima de los postes de madera tratada, se utilizará una función objetivo de costo FO la cual se optimizará; dicha función consta de cuatro partes e incluye aquellos parámetros que en general varían cuando cambia el vano medio de la línea. Pero a su vez estos parámetros serán función de otros elementos, según se indica líneas arriba. La función objetivo a evaluar será el siguiente: FO = N x (Costo de poste + Costo de Instalación de poste + Costo de fundaciones + Costo de puesta a tierra) Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



Hidrandina S.A.

En la expresión anterior, los costos de postes y su instalación están en U.S.$ y N es la cantidad de estructuras para una distancia que corresponde a un tramo teórico de línea, que asumiremos en 3 000 m. Dentro de la Función Objetivo (FO) se asume para todos los vanos el mismo conductor, una misma ruta plana teórica y postes de madera tratada; por este motivo no es necesario considerar los costos independientes al vano, tales como deforestación, accesos, derechos de paso, expropiaciones, campamentos, ingeniería, costo de material e instalación del conductor, costo del cable de fibra óptica OPGW, costo de pérdidas, etc. En el Anexo 3 se muestra el cálculo para la selección de la longitud óptima de los postes. En conclusión, para la línea de transmisión de 138 kV de simple terna, ubicadas en zona costera con perfil topográfico del terreno plano, con disposición triangular de conductores, con un cable de fibra óptica OPGW en la parte superior de la estructura y utilizando estructuras con un poste de madera tratada clase 3 se utilizarán postes de 80 pies de longitud. 6.2

PRESTACION PRELIMINAR DE LAS ESTRUCTURAS

Las prestaciones para las estructuras con postes de madera tratada de la línea de transmisión en 138 kV Santiago de Cao – Malabrigo, serán las siguientes:

N° 1 2 3 4

Descripción

Código

Angulo (°)

Estructura de alineamiento disposición ≤2 S2-80 triangular (monoposte) Estructura de ángulo menor, disposición A1-80 2<≤8 vertical (monoposte) Estructura de suspensión angular, disposición 8 <  ≤ 35 SA-80 vertical (triposte) Estructura como ángulo mayor, disposición A2RT-80 35 <  ≤ 80 horizontal (triposte) – vano grande Estructura como retensión intermedia y A2RT-80 20 terminal

Vano medio (m) 300 250 350 350 (450) 300

Características de las estructuras 

Las estructuras de alineamiento será con un poste de madera tratada clase 3, aisladores tipo “Line Post” horizontal y disposición triangular alternada; con un cable de fibra óptica OPGW en la parte superior de la estructura.



Las estructuras de ángulo menor con un poste de madera tratada clase 2, seis (06) cadenas de aisladores antifog en anclaje, tres (03) aisladores line post horizontal para el “cuello muerto” y disposición vertical de los conductores, con un cable de fibra óptica OPGW en la parte superior de la estructura.




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

La estructura de suspensión angular estará conformada por tres postes de madera tratada clase 3, tres (03) cadenas de suspensión con aisladores antifog, disposición horizontal de conductores, una fase por poste y en la parte superior del poste ubicado en el centro se ubicará un cable de fibra óptica OPGW; se instalarán dos retenidas por poste en la dirección contraria de la bisectriz del ángulo formado por los conductores y una retenida para el cable de fibra óptica OPGW.



La estructura de ángulo mediano será con tres postes de madera tratada clase 2, dos crucetas de madera tratada, seis (06) cadenas de aisladores en anclaje y tres (03) cadenas de suspensión para el pase del cuello muerto; entre los postes se ubicarán cuatro (04) riostras diagonales y se ubicarán retenidas en la dirección contraria a los conductores; la disposición de los conductores es horizontal; además en la parte superior del poste central se instalará el cable de fibra óptica OPGW.



Las estructuras de ángulo mayor hasta 90° y terminal, estará conformado por un conductor de fase para cada poste de madera y usarán seis (06) cadenas de aisladores antifog en anclaje y retenidas en ambos lados o en un solo lado en el caso de ser una estructura terminal.

6.3

FACTORES DE SOBRECARGA Y RESISTENCIA DE LAS ESTRUCTURAS

Para las estructuras con postes de madera tratado se establecen los factores de sobrecarga de acuerdo al Código Nacional de Electricidad Suministro 2001, considerando el Grado de Construcción C. Los factores de sobrecarga son los siguientes:    

Cargas verticales : 1.50 Cargas transversales Debido al viento : 2.00 Debido al tensado del conductor : 1.33 Cargas longitudinales en los cruces En general : 1.00 En los amarres (anclajes) : 1.33 Cargas longitudinales en cualquier lugar En general : 1.00 En los amarres (anclajes) : 1.33

El factor de resistencia para las estructuras con postes de madera es igual a 0.85. 6.4

FACTORES DE SEGURIDAD PARA LA FUNDACION DE POSTES

En el caso de las fundaciones (con relación al pandeo y compresión), los factores de seguridad serán los siguientes: - En condiciones de carga normal - En condiciones de falla

: :


1.50 1.20



7.0

CÁLCULOS ELÉCTRICOS

7.1

GRADIENTE SUPERFICIAL Y PÉRDIDAS CORONA

7.1.1

Gradiente Superficial

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El cálculo de gradiente superficial del conductor ACAR de 253 mm² de sección y 2,066 cm de diámetro, para condiciones normales de buen tiempo se obtiene mediante la siguiente ecuación:

G

138 kV  DMG    d /2 

3   d / 2   Ln

Donde: G = d = DMG =

gradiente superficial del conductor en kV/cm diámetro del conductor, 2,066 cm distancia media geométrica de la terna en cm

La Distancia Media Geométrica (DMG) se obtiene básicamente de la disposición triangular de los conductores en la estructura de suspensión tipo S2. DMG  3 D1 2  D23  D13  3 400  483  483  453.58 cm

Remplazando en la fórmula de la gradiente, se obtiene un G = 12,676 kV/cm << 16 kV/cm. 7.1.2

Pérdidas Corona

Para el cálculo de las pérdidas corona de la línea de 138 kV que se ubican en zona costera zona sierra, se utiliza normalmente la expresión de Maruvada adecuado a nuestra costa, cuya expresión se describe a continuación.

P  K P  N  f  r 2   E  E0 

2.05

Donde:

P  Pérdidas corona en kW/km k P  0,000775 para conductor simple N  Número de subconductores f  Frecuencia en Hz r Radio del conductor en cm Gradiente del conductor en kVp/cm E E 0  Gradiente crítico en kVp/cm Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



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A continuación se desarrolla la expresión de Maruvada para el cálculo de las pérdidas corona para el conductor ACAR 253 mm². 

E

Cálculo del gradiente del conductor ACAR 253 mm² en kVp/cm

2  U1 * 2  18.314 kVp / cm  4 h  d  ln   d 

Donde:

U1  Tensión del conductor, en kVrms d  Diámetro de conductor, en cm h  Altura promedio de conductores, en cm 

Cálculo del gradiente crítico en kVp/cm

0.426   E0  30  fs     1    15.296 kVp / cm  d  

Donde:

  Densidad del aire igual 0.981 a 25°C y a 150 msnm de altitud 

Cálculo de Pérdidas Corona en conductor ACAR 253 mm²  2.066   2  

P  0.000775  1.00  60  

2

 18.314  15.296 

 3  1.434 kW / km

2.05

P  1.434 kW / km

7.2

PARÁMETROS ELECTRICOS

Los parámetros eléctricos kilométricos para un circuito simple horizontal son los siguientes: La resistencia eléctrica a 25°C, corriente alterna y 60 Hz es igual a: R  0,1259 ohmios / km

La reactancia inductiva es igual a: 453.58   4 X L   0.5  4.6  log   10  2    60  0.477 ohmios / km 1.033   La susceptancia capacitiva longitudinal es igual a:




Bc 

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24.2  10 9  2    60  3.452  10  6 Siemens / km 453.58 log 1.033

La perditancia se considera Gc  0,00 ohmios / km La impedancia es igual a:

Z  R  jX L  0.1259  j 0.477 Z  0.493 ;

 Z  arctg

0.477  75 12' 52.2" 0.1259

La admitancia es igual a: Y  Gc  jBc  j 3.452  10 6 Y  3.452  10 6 ;

 Y  90

La impedancia característica es igual a:

ZC 

Z  Y

0.493  377.91 3.452  10 6

La potencia característica (Pc) es igual a: Pc 

kV 2 138 2   50.39 MW a 138 kV ZC 377.91

Se han calculado los parámetros eléctricos solo para la simple terna triangular. Si se incrementa la tensión en la salida de SE Santiaggo de Cao, se tendría la siguiente potencia característica: Incremento

5%

144.9 kV

Pc = 55.56 MW;

La longitud aproximada de la línea de transmisión 138 kV SE Santiago de cao – SE Malabrigo es 39,245 km




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8.0

CÁLCULO MECANICO DE CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA

8.1

SELECCIÓN DE TENSIÓN EDS DEL CONDUCTOR ACAR

La selección de la tensión media EDS del conductor tipo ACAR se efectúa considerando las limitaciones establecidas en la regla 261.H.2.b. del Código Nacional de Electricidad Suministro. En función del trazo de ruta de la línea de 138 kV, se define el área de carga para el cálculo mecánico del conductor y cable de guarda OPGW. Para la zona de carga A Ligera (según tabla 250-1.A del CNE suministro) se establece el valor de la tensión EDS en condición final igual a 16% de la resistencia a la rotura nominal del conductor. Las condiciones ambientales que regirá el estado EDS en el área de carga A Ligera, es una temperatura media anual de +23 °C, sin carga de viento. La componente horizontal de la tensión de tracción del conductor, en condición EDS final será la siguiente:

EDS 16% final 

5 990 kg 16   3.788 kg / mm 2 2 253 mm 100

La resistencia a la rotura nominal del conductor ACAR 253 mm², según ASTM es 5 990 kg. El esfuerzo EDS final se utilizará para la ubicación de las estructuras en el perfil topográfico longitudinal. 8.2

HIPÓTESIS DE CARGA

Las hipótesis de carga que regirán el cambio de estado del conductor tipo ACAR de 253 mm², para la zona de carga A Ligera, se establecen de acuerdo a las condiciones evaluadas previamente y son las siguientes: En Condición Final Hipótesis 1   

Condición EDS final

Presión de viento medio,  0 kg/m² Temperatura media, 23 °C Esfuerzo unitario final, 3.788 kg/mm², 16% de resistencia de rotura del conductor

Según la regla 261.H.2.b., los esfuerzos de tensión sin carga a 25 °C, no deben de exceder a 20% de la resistencia a la rotura nominal, para la condición final. Hipótesis 2  

Condición para utilizar la Norma VDE 0210/12.85

Presión de viento, 0 kg/m² Temperatura, 40 °C




Hipótesis 3  

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Condición de máxima temperatura

Presión de viento, 0 kg/m² Temperatura, 55 °C, para condición final.

Esta hipótesis se utiliza en la ubicación de estructuras y verifica la distancia de seguridad del conductor respecto al suelo. En condición final no se considera la temperatura equivalente debido al “creep”, porque se supone que esta ya ocurrió En Condición Inicial Hipótesis 1   

Condición EDS inicial

Presión de viento medio,  0 kg/m² Temperatura media, 23 °C Esfuerzo unitario inicial (estimado), 4.498 kg/mm², 19% de resistencia de rotura del conductor

Según la regla 261.H.2.b., los esfuerzos de tensión sin carga a 25 °C, no deben de exceder a 25% de la resistencia a la rotura nominal, para la condición inicial. Hipótesis 2  

Condición de viento máximo

Presión de viento máximo transversal, 23.77 kg/m². Temperatura, 20 °C

Según la regla 261.H.2.a., verifica que el esfuerzo máximo del conductor, no debe superar el 60 % de la resistencia a la rotura nominal, aplicando factor de sobrecarga igual a 1.0. Hipótesis 3   8.3

Condición de temperatura mínima

Presión de viento máximo, 0 kg/m². Temperatura, 15 °C CÁLCULO DEL CREEP

El cálculo del Creep es realizado internamente por el programa PLS-CADD aplicando el método no lineal, similar al de ALCAN. Las tensiones y flechas para el conductor en la “condición inicial” suponen una relación esfuerzo – elongación para el conductor descrita por un polinomio de cuarto grado, con la elongación (ε) expresada en por ciento de la longitud del cable sin tensión. El PLS CADD desarrolla cálculos de flecha y tensiones para conductores en su condición inicial y final después de la fluencia (CREEP) en donde los esfuerzos los calcula a partir de un polinomio de cuarto grado y la elongación expresada en por ciento de la longitud del cable de referencia sin tensión Lref; está dada por la ecuación:

  k 0  k1  k 2 2  k 3 3  k 4  4




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Para el conductor ACAR 253 mm² los cinco coeficientes k 0 hasta k 4 son determinados por la curva que se ajusta a datos experimentales propios del conductor a emplearse. Según los coeficientes ki dados para el aluminio se tienen la siguiente expresión (Los valores son dados en el sistema de unidades americano)

  0.51517  51.1943  1.6328 2  144.89 3  144.0185 4 (Aluminio) Este polinomio se puede representar por la siguiente curva, en el que suponiendo que el cable es tensado con σ1, al realizar los cambios de estado se puede tener menores valores de esfuerzos tal como σ`1, este valor tiene una deformación ε`1 que se ubica en la recta P11, si los valores de esfuerzos en el conductor son mayores a σ1, los valores de deformación se ubican en la curva 1-I.

1 E

I

1 1 `1

P1

 `1  

El comportamiento final del conductor (efecto CREEP), esta definido en la siguiente curva dada por el fabricante, para el conductor ACAR 253 mm², se tiene el siguiente polinomio.

 c  0.20043  12.8186  43.5404 2  85.0625 3  54.2396 4 (Aluminio) La curva siguiente representa la deformación para esta condición final (creep) que es la curva 0-C,




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1 I

E 3 `2

C

c

2 

`1

`1

1

c



Cuando el cable es sometido a esfuerzos mayores al σc, este se ubica en la curva definida por 2-3-I, para esfuerzos menores la curva se ubica en la recta definida entre 1-2. El efecto creep aumenta la elongación bajo tensión constante en el transcurso del tiempo, la mayor parte del efecto creep del conductor ocurre durante los primeros días después del tendido, pero continúa a lo largo de la vida de la línea aunque en relación decreciente. La curva elongación – esfuerzo después de ocurrido el efecto creep o “condición final”, representa la relación entre un esfuerzo aplicado asumido constante, a una temperatura determinada y durante un período de 10 años, y la elongación total resultante del conductor. Esta curva se representa por un polinomio de cuarto grado similar al utilizado para la “condición inicial”. Para la distribución de estructuras será necesario considerar la “condición final” (después del creep) para la condición de máxima flecha. 8.4

CAMBIO DE ESTADO DEL CONDUCTOR

El cambio de estado del conductor para el cálculo de las cargas en las estructuras, para diferentes vanos y distintas condiciones ambientales, se efectúa mediante el desarrollo de la ecuación cúbica utilizando el método Cardán:

 d 2Wi 2 ECos 3  d 2Wf 2 ESCos 3 Tf  Tf *     t 2  t1  ESCos  i S   0 24 Si 24   3

2

Donde : Tf d Wi Wf S

= = = = =

Tiro horizontal final (kg) Vano (m) Peso unitario inicial (kg/m) Peso unitario final (kg/m) Sección del conductor (mm²)




i t2 t1  E

= = = = =

Cos 

H/D

=

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Esfuerzo horizontal unitario inicial (kg/mm²) Temperatura final (°C) Temperatura inicial (°C) Coeficiente de dilatación lineal (1/°C) Módulo de elasticidad (kg/mm²) 1  H 1    D

2

Relación desnivel / vano

La Ecuación de cambio de estado del conductor se realiza mediante la ejecución de un programa de cómputo cuyos resultados se muestran en el Anexo 4. Los cambios de estado se efectúan para la condición inicial y final, en donde para la condición inicial se estimará el tensado EDS en 19% del tiro de rotura del conductor ACAR de 253 mm² de sección. 8.5

COORDINACION ENTRE CONDUCTOR DE FASE Y CABLE OPGW

8.5.1

Generalidades

Con la finalidad de determinar en forma adecuada la separación entre los conductores de fase y el cable de fibra óptica OPGW a lo largo de la longitud de la línea, se presentan los cálculos que permite la coordinación de tensiones mecánicas, que implica necesariamente una coordinación de flechas entre conductores de fase y cables de guarda. La práctica común en proyectos de este nivel establece la siguiente relación: la flecha del cable de guarda será igual al 85 % de la flecha del conductor, calculado en condiciones EDS final. 8.5.2

Características de conductor de fase y cable OPGW

Las características de los conductores y cables para efectuar la coordinación de esfuerzos mecánicos y flechas, son las siguientes: Conductor: ACAR 253 mm²    

Sección total Peso unitario Tiro de rotura Tiro EDS

= = = =

253 mm² 0.698 kg/m 5 990 kg 958.40 kg

Cable de fibra óptica tipo OPGW 87 mm²    

Sección Peso unitario Tiro de rotura Tiro EDS

= = = =

87 mm² 0,471 kg/m 4 770 kg a calcular




8.5.3

Hidrandina S.A.

Cálculo del esfuerzo unitario del cable OPGW

El cálculo del esfuerzo unitario en los cables de guarda se efectúa mediante una coordinación de flechas de conductor y cables de guarda. En este caso se considerará que la flecha del cable de guarda será igual al 85% de la flecha del conductor. La flecha del conductor (fc) y flecha del cable de guarda (fcg) son los siguientes: fc 

d 2  Wc ; 8  Toc

fcg 

d 2  Wcg 8  Tocg

Donde: d es el vano en metros La relación entre flechas es: fcg  0,85 fc Reemplazando:

d 2  Wcg d 2  Wc  0,85  8  Tocg 8  Toc

De donde se obtiene el tiro y esfuerzo unitario del cable de guarda (Tocg y ocg) : 

Wcg   ;  0,85  Wc 

ocg 

Tocg  Toc  

Tocg ( kg ) S (mm 2 )

Luego, el esfuerzo unitario para el cable de acero OPGW es igual a:  .ocg  8.745 kg / mm 2

Finalmente se obtiene el porcentaje de tiro para condición EDS final con respecto al tiro máximo

 .ocg (%) 

8.5.4

8.745 kg / mm 2  100 %  15,95 % 4 770 kg 87 mm 2

Esfuerzo EDS del cable OPGW

De acuerdo al cálculo efectuado en el punto anterior, el esfuerzo del cable de fibra óptica OPGW en condiciones EDS será igual 8,745 kg/mm² (15,95 % del tiro de rotura del cable OPGW). 8.6

HIPOTESIS DE CARGA DEL CABLE OPGW

Las hipótesis de carga a utilizar en el cable de guarda de acero galvanizado son las siguientes: HIPOTESIS 1 

Condición EDS final

Temperatura media

:

23°C




 

Presión de viento Esfuerzo Unitario

HIPOTESIS 2  

: :

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0 kg/m² 8,745 kg/mm² (15.95% Tiro de ruptura)

Condición de Viento Máximo

Presión de viento máximo transversal, 23.77 kg/m². Temperatura, 20 °C

En el Anexo 5, se presentan salidas de los cambios de estado del cable de fibra óptica OPGW, en donde se ha utilizado un programa de computación para el cambio de estado.




9.0

Hidrandina S.A.

SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO

9.1 CONDICIONES CLIMÁTICAS AISLAMIENTO

Y

AMBIENTALES

PARA

EL

CÁLCULO

DEL

Para la definición del aislamiento de la línea de transmisión en 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo, se presentan las siguientes condiciones climatológicas y ambientales en la zona del proyecto:     

Rango de Altitud Temperatura media Temperatura máxima Temperatura mínima Humedad relativa media

: : : : :

< 50 msnm 23 °C 36 °C 15 °C 70 %

La zona del proyecto se ubica en la provincia de Ascope, del departamento y región de La Libertad la subestación Santiago de Cao se ubica a 12 msnm, mientras que la altitud de la subestación Malabrigo es igual a 10 msnm. 9.2

PREMISAS DE DISEÑO

El diseño del aislamiento de la Línea Aérea de 138 kV SE Santiago de Cao - SE Malabrigo; se efectúa considerando los siguientes criterios: Diseño mecánico: a.

Cálculo del aislador tipo “line Post” horizontal de porcelana para el alineamiento;

b.

Cálculo de cadena de aisladores antifog de porcelana en anclaje

Diseño Eléctrico: a. b. c.

Por tensión disruptiva en seco; Sobretensión a frecuencia industrial húmedo; Distancia de fuga.

9.3

DISEÑO MECÁNICO

El diseño mecánico para el aislador tipo “line post” horizontal de porcelana se efectúa para estructuras de alineamiento y las cadenas de aisladores antifog en posición de anclaje. El conductor utilizado es de tipo ACAR 253 mm² de sección. 9.3.1 a.

Cálculo Mecánico del Aislador Tipo “Line Post” Horizontal de Porcelana

Condición de Trabajo al Cantilever

El conductor utilizado en el cálculo es tipo ACAR de 253 mm² De acuerdo al punto 2.1 la condición de viento máximo y la temperatura asociada son las siguientes: Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



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 Viento máximo transversal al eje de la línea, PV = 23.77 kg/m²  Temperatura, 20° C  Conductores sanos Se debe de cumplir que:

 V2   V1   2 

P  FS  

Se deprecian los tiros transversales de tracción o compresión, no se presentan cargas longitudinales al considerar los conductores sanos. Donde: P V1 V2 FS

= = = =

esfuerzo de rotura del aislador line post al cantilever peso del conductor, para el vano peso (0.698 kg/m x 600 m = 418.80 kg) peso de aislador + peso de herrajes (180.0 kg) 2.50; factor de seguridad (según CNE Suministro 2 001)

Resultando: P = 1272.00 kg = 2804.28 lb = 12,47 kN b.

Carga de Trabajo de Tracción o Compresión

El esfuerzo de tracción o compresión en condiciones normales se calcula en forma similar al aislador polimérico tipo tensión, en este caso el factor de seguridad a aplicar será igual a 2.00 según regla 277.A del CNE Suministro 2 001. T

=

23.77 x 0.02066 x 300 + 2 x 1348.58 x sen 1° = 194.40 kg

V

=

418.80 + 180.00 = 598.80 kg

FS

=

2.00; factor de seguridad (según CNE Suministro 2001)

P  2.00  194.40 2  598.80 2

P

=

1259.13 kg = 12.35 kN

9.3.2

Cadena de Aisladores en Anclaje

a.

Rotura de Conductor, en Condición EDS Inicial

  

Temperatura, 20° C Viento transversal al eje de la línea, Pv = 0.00 kg/m² Rotura de conductor

Se debe de cumplir que: P   L fs Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



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P L CI fs

= = = =

fuerza electromecánico de rotura del aislador; tiro longitudinal en condición EDS inicial, 1138.10 kg Coeficiente de impacto en caso de rotura de conductor; normalmente, CI = 4.00. factor de seguridad; fs = 2.00

P

 4.00 x 1138.10 x 2.00 = 9 104.80 = 89.29 kN

Esfuerzo electromecánico de rotura del aislador deberá ser 100 kN 9.3.3

Conclusión

Los esfuerzos de rotura para el aislador “Line Post” horizontal para alineamiento y la cadena de aisladores antifog de anclaje para soportar el conductor ACAR de 253 mm² son los siguientes CUADRO N° 9.1 ESFUERZO MECANICO DE LOS AISLADORES Tipo de Aislador Alineamiento “Line Post” Horizontal

Cantilever, Tracción ó Compresión y Rotura de Aisladores P (kN) (*) Cantilever FS Tracción FS Rotura FS 12.47

2.5

12.35

2.0

--------

----

CI ----

Fuerza Seleccionada “P” Cantilever 12.47 kN (2800 lb) Tracción 22.24 kN (5000 lb)

Anclaje Cadena de ------------------- 89.29 2.0 4.0 100 kN Aisladores (*) Los valores incluyen el factor de seguridad FS y el coeficiente de impacto (CI) por rotura de conductor. 9.4

DISEÑO ELÉCTRICO

9.4.1

Selección del aislamiento por tensión disruptiva en seco

La tensión disruptiva en seco del aislador, cuando son sometidos a pruebas de acuerdo con la norma ANSI C29.1 no deberá ser menor que la que se indica en la Tabla 273-1 del CNE – Suministro 2001, en donde para 138 kV el valor de la tensión disruptiva se obtiene de la misma tabla, obteniéndose los siguientes valores.




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CUADRO N° 9.2 SELECCIÓN POR TENSIÓN DISRUPTIVA EN SECO Selección por Tensión Disruptiva en Seco - Tabla 273-1 del CNE Suministro Tensión nominal de línea entre fases Tensión nominal (entre fases) de tabla 273-1 Tensión disruptiva en seco nominal de aisladores, de tabla 273-1 Altitud de máxima de trabajo Factor de corrección por altitud 9.4.2

kV kV kV msnm

138 138 390 < 50 1.00

Selección del aislamiento por contaminación ambiental

El cálculo del aislamiento por contaminación ambiental se efectuará tomando como referencia la Norma IEC 60815 “GUIDE FOR THE SELECTION OF INSULATORS IN RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS” en donde se describe el nivel de contaminación de cada ambiente típico y se asigna una longitud de fuga unitaria para cada nivel de contaminación previsto. La Norma IEC 60815 considera hasta cuatro niveles de contaminación y son los siguientes: Nivel Ligero Medio Pesado Muy pesado

Longitud de Fuga Unitaria 16 mm/kV 20 mm/kV 25 mm/kV 31 mm/kV

Características Zona libre de contaminación Zona cercana al mar

De acuerdo al medio ambiente del trazo de ruta de la línea de transmisión de 138 kV en estudio, se utiliza el nivel Muy Pesado con 31 mm/kV, debido principalmente a que la zona presenta muchas áreas expuestas a vientos cercanas a la costa; por lo tanto, se utilizarán cadenas con aisladores antifog para el anclaje y tipo “line post” horizontal para el alineamiento, considerando la siguiente distancia de fuga total (Df): Df = KV x Dfu x Fa Donde: KV = 145 kV (máxima tensión de operación); Dfu = 31 mm/kV (longitud de fuga unitaria) Fa = 1.00 (factor de altitud) Remplazando:

Df = 4 495.00 mm

CUADRO N° 9.3 Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



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SELECCION POR DISTANCIA DE FUGA Selección por Distancia de Fuga Según Norma IEC 60815 Tensión nominal de línea Tensión de operación máxima Distancia de fuga de diseño Altitud de trabajo máximo Factor de corrección por altitud Distancia de fuga total mínima

kV kV mm/kV msnm

138 145 31 < 50 1.00 4 495.0

mm

En conclusión, se requiere para los aisladores tipo Line Post Horizontales y para la cadena de aisladores antifog en anclaje una distancia de fuga mínima de 4 495.0 mm. 9.4.3

Selección del aislamiento por sobretensión a frecuencia industrial, húmedo

Se calcula el Voltaje Resistente corregido por factores ambientales y se verifica que este sea menor al definido por las Normas IEC. a.

Voltaje Crítico Disruptivo a Frecuencia Industrial, Húmedo

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

VF1 

V LL 3

 Ksv  Kf

Donde :

V LL 138 kV = Valor de tensión línea a tierra; 3 3 Ksv = Sobrevoltaje permitido en operación normal, por lo general 5% (Ksv = 1.05); Kf = Factor de incremento de la tensión en fases sanas durante falla monofásica a tierra (Kf = 1.3). Remplazando se obtiene:

VF1 = 108.,76 kV

Se calcula el Voltaje Crítico Disruptivo (VCFO):

VCFO  Donde:

VF1 1  3  

Remplazando:

=

6% para voltaje a frecuencia industrial húmedo. VCFO  132,63 KV

El Voltaje Crítico Disruptivo Corregido (VCFOC) a frecuencia industrial 60 Hz es: Se efectúa la corrección por humedad




Hidrandina S.A.

VCFOC  VCFO  Hv

Donde: Hv  1,014

Factor de corrección del voltaje por humedad, según gráficos N° 9.1 y N° 9.2 que se presentan en el Anexo 6.

VCFOC  134,49 kV

b.

Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial, Húmedo

El Voltaje Resistente o Voltaje No Disruptivo a 60 Hz corregido por factores ambientales es: VND  VCFOC  (1  3 )  134.49  0.82  110 .28 kVrms

c.

Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial Obtenido y de la Norma IEC

Según la norma IEC, para la tensión máxima del sistema de 145 kVrms, el Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial fase- tierra y fase - fase es 185 kVrms > 110.28 kVrms. La selección del aislador se efectuará con el Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial de la Norma IEC que es igual a 185 kVrms. d.

Selección de Aisladores

Para el aislador tipo “Line Post” horizontal el voltaje resistente a frecuencia industrial húmedo debe ser mayor a 185 kVrms. El número de aisladores antifog para una cadena de anclaje que permita soportar el voltaje resistente a frecuencia industrial fase – tierra y fase – fase de 185 kVrms, según el catálogo de fabricantes es 5 unidades. 9.4.4

Selección de Aisladores

a.

Selección de Cadena de Aisladores Antifog de Suspensión y Anclaje

El aislamiento de la línea de transmisión de 138 kV está determinado por los criterios definidos en puntos anteriores y estará conformado por cadenas de aisladores con la máxima cantidad de unidades indicados en el Cuadro N° 9.4.

CUADRO N° 9.4 NÚMERO DE AISLADORES DE LA CADENA DE SUSPENSION Características eléctricas

Parámetros calculados


Cantidad de Aisladores Promotora de Proyectos S.A.C.


Tensión Disruptiva en seco Voltaje Resistente Sobretensión Frecuencia Industrial Distancia de Fuga Mínima con 31 mm/kV Norma IEC – 60815

Hidrandina S.A.

390 kVrms

9 unidades

185 kVrms

5 unidades

4 495 mm

11 unidades

En conclusión, para línea de transmisión de 138 kV SE Conococha - SE Ticapampa la cadena de aisladores antifog de suspensión (orientación) tendrá 11 unidades; mientras que para el anclaje tendrá 12 unidades y utilizarán aisladores con las características que se muestran a continuación. b.

Características del Aislamiento para el Anclaje

El aislador seleccionado presenta las siguientes características: b.1            

Aisladores de Vidrio Templado o Porcelana

Tipo : Anclaje Clase IEC : U100BLP Norma : IEC 16A Diámetro de disco : 280 mm Altura : 146 mm Distancia de fuga : 445 mm Carga de falla electromecánica : 100 kN Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial Seco : Humedad : 50 kV Voltaje Resistente al Impulso Voltaje de Perforación Conexión Peso Neto Aproximado

b.2

85 kV : : : :

125 kV 130kV Ball & socket 5,8 kg

Características de las Cadenas de Suspensión y Anclaje:

Las características eléctricas de las cadenas de aisladores de anclaje de la Línea de Transmisión en 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo:    -

Seco

Tipo de cadena : Anclaje Número de aisladores : 12 unidades Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial : 550 kV

Suspensión 11 unidades

585

kV






Hidrandina S.A.

Húmedo

:

360 kV

390

kV Voltaje Resistente a Sobretensiones

:

920 kV

1000

Distancia de Fuga Total

:

4 895 mm

5 340

kV  mm Las cadenas de orientación serán similares a las de suspensión. c.

Características del aislador tipo “Line Post” horizontal de porcelana

Las características aproximadas del aislador tipo “Line Post” horizontal de porcelana para 138 kV a ser utilizado en zona costera son las siguientes:            

Tipo de instalación Longitud horizontal Distancia de fuga Distancia de arco seco Resistencia a la flexión (cantilever) Resistencia a la tracción Voltaje nominal de la línea Descarga disruptiva a baja frecuencia, seco Descarga disruptiva a baja frecuencia, húmedo Descarga disruptiva al impulso positivo Descarga disruptiva al impulso negativo Dato de Voltaje de Radio influencia, - Voltaje de prueba, Rms a tierra - Máximo RIV – Microvoltios en 1 000 kc  Peso neto de cada aislador


: : : : : : : : : : :

poste de madera tratada 2 152.65 mm (84.75”) 4 495 mm (176.97”) 1 803.4 mm (71”) 12.46 kN (2 800 lb) 22.24 kN (5 000 lb) 138 kV 640 kV 575 kV 1 025 kV 1 300 kV

: : :

103 kV 100 kV 162.84 kg (359 lb)



Hidrandina S.A.

10.0

DISTANCIA MÍNIMA A MASA

10.1

DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES

Para el cálculo de la distancia mínima entre fases se utilizará el criterio de separación de los conductores en la mitad del vano y la distancia mínima por sobretensión de maniobra, la que se determina mediante la siguiente expresión:

D k

f  Lc  S AM  F

Correspondiente a la norma VDE 0210/12.85, donde: D = f = Lc = alineamiento; k =

SAM F

= =

distancia vertical entre fases, en metros; flecha del conductor a 40° C, en metros; 0.00 m, se usará aisladores tipo “Line Post” horizontal para el constante según el material, sección y disposición de fases de los conductores Para disposición vertical de conductores k = 0.85 y para la disposición horizontal de conductores k = 0.70, según se muestra en el Anexo 7. valor en función del voltaje de servicio dado por la norma; 0,75. factor de altitud, 1.00 la línea 138 kV, para 50 msnm.

El cálculo de las distancias verticales y horizontales entre fases que se muestran en los Cuadros N° 10.1 y N° 10.2, para su cálculo se considera el valor de la flecha del conductor a 40 °C en condiciones finales. CUADRO N° 10.1 DISTANCIA VERTICAL SEGÚN VDE 0210/12.85 Vano (m)

Flecha Conductor A 40° C

Distancia Vertical Norma VDE 0210/12.85

100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800

1.28 2.55 4.23 6.33 8.87 11.86 15.29 19.18 23.52 28.30 33.54 39.24 45.39 51.99 59.05

1,71 2.11 2.50 2.89 3.28 3.68 4.07 4.47 4.87 5.27 5.67 6.07 6.48 6.88 7.28




Hidrandina S.A.

CUADRO N° 10.2 DISTANCIA HORIZONTAL SEGÚN VDE 0210/12.85 Vano (m) 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800

Flecha Conductor A 40° C 8.87 11.86 15.29 19.18 23.52 28.30 33,54 39.24 45.39 51.99 59.05

Distancia Horizontal Norma VDE 0210/12.85 2.69 2.99 3.29 3.60 3.90 4.21 4.50 4.82 5.13 5.44 5.74

El cálculo de las distancias vertical y horizontal para las estructuras con postes de madera tratada, se definen en función de los vanos máximos establecidos, según se muestran en el Cuadro N° 10.3. CUADRO N° 10.3 DISTANCIAS VERTICALES Y HORIZONTALES PARA ESTRUCTURAS Distancia Distancia Vano Vano Vertical (m) Horizontal (m) Tipo de Estructura Medio Máximo (m) (m) Calculado Asumido Calculado Asumido Estructura tipo S2-80 300 400 4.07 4.00 3.29 > 3.50 Estructura tipo A1-80 250 250 2.89 3.00 ----------Estructura tipo SA-80 350 450 ----------3.60 > 4.00 350 (450) 450 (600) ----------4.50 4.42 Estructura tipo A2RT-80 300 450 ----------3.60 4.00 10.2

DISTANCIAS DE SEGURIDAD

Las distancias mínimas que se indican a continuación se refieren a las condiciones indicadas en el CNE Suministro 2 001. a.

Distancia de seguridad horizontal (DSH) en los soportes de los conductores del mismo o diferentes circuitos del Grado de Construcción B:

Según la regla 235.B.1.b (2), para conductores mayores a 35 mm²:




Hidrandina S.A.

Distancia de seguridad horizontal en mm, DSH  7.6mm  kV  8   2.12  S  Donde kV es la máxima tensión de operación de la línea y S es la flecha final en mm sin carga, sin viento a una temperatura de 25 °C. Para los vanos máximos de 450 y 450 m, se obtienen las siguientes distancias de seguridad: SA-80 y A2RT-80 (450 m) = 18 520 mm; DSH = 2 687.18 mm = 2.69 m  2.70

m

A10 (700 m) = 22 400 mm; DSH = 2 843.39 mm = 2.84 m  2.90 m

b.

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 = 580 mm + 10 mm x (145 –50) = 1 530 m  1.53 m



Distancia de seguridad a retenida de anclaje unido a la misma estructura: DS = 410 mm + 6.5 mm x (145 – 50) = 1 027 mm  1.03 m

 Distancia de seguridad a superficie de los brazos de soporte: DS = 280 mm + 6.0 mm x (145 – 50) = 850 mm  0.85 m  Distancia de seguridad a superficie de estructuras: -

c.

Todos los demás: DS = 280 mm + 5 mm x (145 – 50) = 755 mm  0.76 m

Las distancias mínimas, para el nivel de tensión de 138 kV, se indican a continuación y se refiere a la condición más desfavorable de flecha máxima y conductores verticales o desviados: -

d.

En estructuras utilizadas de manera conjunta: DS = 330 + 5 mm x (145 – 50) = 805 mm  0.81 m

En zonas rurales transitables por vehículos En zonas rurales no transitables por vehículos Cruce de carreteras y calles A lo largo de calles ó avenidas Zonas inaccesibles o de difícil acceso a personas

: : : : :

7.50 m 7.00 m 8.00 m 8.00 m 6.00 m

Distancia de seguridad vertical (DSV) entre conductores adyacentes o que se cruzan, tendidos en diferentes estructuras soporte no deberá ser menor a la que se indica en la tabla 233-1, y aplicando la regla 233.C.2.a obtenemos: - De seguridad vertical líneas hasta 23 kV


:

2.42 m Promotora de Proyectos S.A.C.


- De telecomunicaciones - Distancia horizontal entre conductores - Distancia vertical entre conductores e.

Hidrandina S.A.

: : :

2.50 m 5.00 m 2.80 m

: : :

1.60 m 1.25 m 1.60 m

Distancia entre conductores y estructuras de anclaje - Cuello muerto en posición vertical - Cuello muerto con conductor oscilado 30° - Cadena de anclaje




Hidrandina S.A.

11.0

CALCULO DE ESTRUCTURAS CON POSTES DE MADERA TRATADA

11.1

TIPOS Y PRESTACIONES DE ESTRUCTURAS

Los tipos y prestaciones de estructuras que se utilizarán en la línea de transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo son los siguientes: CUADRO N° 11.1

N° 1 2 3 4

Vano Medio (m)

Vano Peso (m)

Vano Máximo (m)

Angulo (grados sex.)

Alineamiento (monoposte)

300

600

400

≤2

Angulo menor (monoposte)

250

500

250

2 <  ≤ 10

Suspensión angular (triposte)

350

800

450

10 <  ≤ 35

Como ángulo mayor (triposte)

350 (450)

800

450 (600)

35 <  ≤ 80

Como retención Intermedia y terminal (triposte)

300

600

450

20

Tipo de Estructura Estructura Tipo S2– 80 Estructura Tipo A1-80 Estructura Tipo SA-80 Estructura Tipo A2RT-80 Estructura Tipo A2RT-80

Descripción

CUADRO N° 11.2

N°

Tipo de Estructura

1

Estructura Tipo A10

PRESTACION DE ESTRUCTURAS LINEA 138 KV

PRESTACION DE ESTRUCTURA METALICA (TORRE)

Descripción Angulo menor, Vano Grande

Vano Medio (m)

Vano Peso (m)

Vano Máximo (m)

Angulo (grados sex.)

400

1200

600

 ≤ 10

11.2UTILIZACION DE ESTRUCTURA DE SUSPENSION A continuación se presenta la forma de utilización de la estructura de suspensión S280, con postes de madera tratada de 80 pies. 11.2.1 Utilización de Estructura Tipo S2-80 Cálculo del esfuerzo unitario en el conductor debido al viento máximo Ft  23.77 kg / m 2  0.02066 m  0.491 kg / m

La fuerza transversal para un vano de 300 m es: FT  0.491 kg / m  300 m kg  147.30 kg

La ecuación de equilibrio de fuerzas para un vano de 300 m es el siguiente:




Hidrandina S.A.

Tmáx. = 1 348.58 kg, tiro máximo, vano de 300 m, viento máximo transversal 23.77 kg/m² 2  1 348.58 kg  sen / 2  0,491 am  147.30 kg

Si

   

sen  / 2   / 2

    rad . 180

y  1 348.8 kg     0,491 am  147.30 kg 180 23.536   0.491 am  147.30 kg am  300.00  47.935 

Remplazando:  (°) 0 1 2

am (m) 300.00 252.07 204.13

Donde “am” es el vano medio en metros y “” es el ángulo de desvío topográfico en grados sexagesimales 11.3

HIPOTESIS DE CARGA DE LAS ESTRUCTURAS

Las hipótesis para la determinación del árbol de carga de las estructuras con postes de madera tratada, se verificará para las condiciones iniciales de carga del conductor y del cable de fibra óptica OPGW. Con excepción de las condiciones excepcionales por rotura de un conductor o cable de fibra óptica OPGW, que se efectuarán en condiciones finales. 11.3.1 Hipótesis de carga: estructuras de alineamiento S2-80, (terna triangular) y suspensión angular SA – 80 (terna horizontal) Las hipótesis de carga a considerar para las estructuras con postes de madera tratada con conductores en posición triangular para alineamiento son las siguientes: a. Hipótesis A: presión de viento transversal máximo sobre conductores y estructura; con presión de viento 23.77 kg/m² y temperatura 20 °C, condición inicial. b. Hipótesis B: rotura de conductor de fase superior, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final. c. Hipótesis C: rotura de conductor de fase intermedia, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final. d. Hipótesis D: rotura de conductor de fase inferior, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.




Hidrandina S.A.

e. Hipótesis E: rotura del cable de fibra óptica OPGW, presión de viento 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final. f.

Hipótesis F: condición de montaje de cable de fibra óptica OPGW, con presión de viento igual a 0.00 kg/m², temperatura 23°C. condición EDS inicial.

g. Hipótesis G: condición de montaje de conductores; con presión de viento igual a 0,00 kg/m², temperatura 23°C, en condición EDS inicial. 11.3.2 Hipótesis de carga: ángulo menor A1-80 (terna vertical), ángulo mayor y vano grande A2RT-80 (terna horizontal) Las hipótesis de carga para postes en suspensión angular o en anclaje para ángulo mediano y retención intermedia para vanos normales y grandes serán las siguientes: a.

Hipótesis A: presión de viento transversal máximo sobre conductores, estructura y aisladores; con presión de viento igual a 23.77 kg/m², temperatura 20°C, condición inicial.

b.

Hipótesis B: condición de arranque, se considera un tiro hacia arriba debido a vano peso negativo; con presión de viento transversal máximo sobre conductores, estructura y aisladores; presión de viento igual a 23.77 kg/m², temperatura 20°C, en condición inicial.

c.

Hipótesis C: rotura de conductor de fase superior ó fase izquierda, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.

d.

Hipótesis D: rotura de conductor de fase intermedia, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.

e.

Hipótesis E: rotura de conductor de fase inferior ó fase derecha, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.

f.

Hipótesis F: rotura del cable de fibra óptica OPGW, presión de viento 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.

g.


h.

Hipótesis G: condición de montaje de conductores; con presión de viento igual a 0,00 kg/m², temperatura 23°C, en condición EDS inicial.

11.3.3 Hipótesis de carga: estructura A2RT-80 como retensión intermedia y terminal Las hipótesis de carga para postes en suspensión angular o en anclaje para ángulo mediano y retención intermedia para vanos normales y grandes serán las siguientes: a.





Hidrandina S.A.

b.


c.

Hipótesis C: condición de tiro longitudinal de un solo lado, en todos los conductores y cable OPGW, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición final.

d.


e.


11.3.4 Hipótesis de carga: Estructura de ángulo menor y vano grande tipo A10 terna triangular (torre metálica) Las hipótesis de carga para postes en anclaje para ángulo menor y vano grande serán las siguientes: a.


b.


c.

Hipótesis C: rotura de conductor de fase superior, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.

d.

Hipótesis D: rotura de conductor de fase inferior izquierda, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.

e.

Hipótesis E: rotura de conductor de fase inferior derecha, con presión de viento igual a 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.

f.

Hipótesis F: rotura del cable de fibra óptica OPGW, presión de viento 0,00 kg/m² y temperatura 23°C, en condición EDS final.

g.


h.





Hidrandina S.A.

En el Anexo 8 se muestran los cálculos de las cargas en las estructuras, mientras que los diagramas de carga y dimensiones de los diferentes tipos de estructuras se muestran en los planos del proyecto.

11.4

CALCULO DE LAS ESTRUCTURAS

11.4.1 Cálculo de estructura S2-80 Las características de la estructura S2-80 son las siguientes: 1. 2. 3. 4. 5.

Esfuerzo de flexión del postes : 8 000 lb/pul² (psi) Postes de madera tratada de 80’- clase 3 Profundidad de empotramiento = 3.048 m = 10.0 pies Circunferencia en punta = 23” Circunferencia a 6 pies de la base = 47”

A.

Cálculo de Longitud de Circunferencia en el Punto de Aplicación

1,50

En la 4.00

15.836

17.836

posición “a”

a 3,048

 47  23   70.00   23  45.703" 74  

Ca   B.

Cálculo de la Fuerza Transversal T

Cuando Vm = 300 m,  = 0° Conductor T  Pv  Vm  D  2  Tmáx  seno( / 2)




Hidrandina S.A.

T  ( 23.77  300  20.66 / 1000)  2.0  295 kg

Cable de fibra óptica OPGW Topgw  ( 23.77  300  12 / 1000)  2.0  171 kg

C.

Ubicación de punto de aplicación de carga de viento (Z)

Diámetro en la base del poste:

Db 

45.703  2.54  36.951 cm 

Diámetro en la punta del poste:

Dp 

23  2.54  18.596 

 21.336   36.951  2  18.596      9.493 m 3   36.951  18.596  

Z  D.

Cálculo de Fuerza en Punta – Cargas Transversales

 Ma  0 1571.14  21.236  294.65  19.836  17.836  15.836   23.77  9.493F  0.30 F  933.01 kg  1360.78 kg (3000 lb)  clase 3

11.4.2 Cálculo de estructura A1-80 Las características de la estructura A1-80 son las siguientes: 1. 2. 3. 4. 5.

A.

Esfuerzo de flexión del postes : 8 000 lb/pul² (psi) Postes de madera tratada de 80’- clase 2 Profundidad de empotramiento = 3.048 m = 10.0 pies Circunferencia en punta = 25” Circunferencia a 6 pies de la base = 50.5”

Cálculo de Longitud de Circunferencia en el Punto de Aplicación




Hidrandina S.A.

1,50

En la posición “a”

3.00

3.00

13.836

a

3,048

 50.5  25   70.00   25  49.122" 74  

Ca   B.

Cálculo de la Fuerza Transversal T

Para un Vm = 250 m,  = 8° Conductores T  Pv  Vm  D  2  Tmáx  seno( / 2)

T  ((23.77  250  20.66 / 1000)  (23.77  0.3434  2))  2.0  ( 2  1336.56  seno( 4))  1.33  526.2 Cable de fibra óptica OPGW Topgw  ( 23.77  250  12 / 1000)  2.0  ( 2  868.28  seno( 4))  1.33  303.73 kg

C.

Ubicación de punto de aplicación de carga de viento (Z)

Diámetro en la base del poste:

Db 

49.122  2.54  39.715 cm 

Diámetro en la punta del poste:

Dp 

25  2.54  20.213 

 21.336   36.951  2  18.596      9.511 m 3   36.951  18.596  

Z 




D.

Hidrandina S.A.

Cálculo de Fuerza en Punta debido a Cargas Transversales

 Ma  0 303.73  21.236  526.20  2  19.836  16.836  13.836   23.77  9.511  F  ( 21.336  0.30) F  1580.78 kg  1678.29 kg (3700 lb)  clase 2

11.4.3 Cálculo de la estructura SA-80 Las características de las estructura de suspensión angular tipo SA-80 son las siguientes: 1 2 3 4

A.

Esfuerzo de flexión del postes : 8 000 lb/pul² (psi) Postes de madera tratada de 80’- clase 3 Profundidad de empotramiento = 3.048 m = 10.0 pies Espaciamiento entre postes = 4.50 m = 17.76 pies

Cálculo de Longitud de Circunferencia en Puntos de Aplicación de Brazos

En la figura se muestran las cargas longitudinales que actuarán en la estructura SA80, en la condición de tiro de un solo lado, sin embargo se debe tener presente que esta estructura llevará retenidas en ambos lados.

T1 F1

F

T Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138R kV SE Santiago de V Cao – SE Malabrigo V L 21,336

F

T

T Promotora de Proyectos S.A.C. V

19,136


Hidrandina S.A.

20,936

a

La longitud de la circunferencia en posición “a”

es.

 47  23   70.00   23  45.703" 74  

Ca   B.

Chequeo a Compresión de Estructura SA-80

B.1

Cálculo de la Fuerza en Punta del Poste

En condición de máximo viento:   

Las cargas transversales y carga vertical consideradas incluyen los factores de sobrecarga. Las cargas transversales y la carga vertical del conductor son las siguientes

Elemento de la línea

Carga

Símbolo

Cargas (kg)

Cable de fibra óptica OPGW Conductor de fase Conductor de fase

Transversal Transversal Vertical

T1 T V

883 kg 1444 kg 948 kg

Se efectúa la suma de momento con respecto al punto “a”, ubicado en el nivel del suelo: El cálculo se efectúa para el poste donde se ubica el cable de fibra óptica OPGW.




Hidrandina S.A.

F 

T 1  21.236  T  19,136  PV  7,93  V  1,10 21.036

F 

883  20.936  1444  19.136  23.77  9.467  948  1.10  2252.65 kg 21.036

F = 2 252.65 kg > 1 360.78 kg fuerza en punta de poste de madera clase 3 En este caso será necesario utilizar retenidas para soportar la fuerza F B.2  

Cálculo de Retenida Se calcula solo una retenida por poste para la condición de viento máximo. Para el cálculo de la compresión en el poste se considera que el conductor y cable OPGW se encuentra alineado con la retenida.

Momento debido al viento sobre el poste es el siguiente: MV = 225.03 kg - m  Cálculo de la fuerza F de la retenida aérea 1444  19.136  948  1.10  225.03 20.936 F  1380.41 kg F 

 Cálculo de la fuerza R de las retenidas en el poste extremo (con cable OPGW) R

(1380.41  20.936)  (883  21.236)  (1444  19.136)  (948  1.10)  225.03 (20.936  19.836)  sen 37

R  1130 kg  1.33 / 0.9  1669.81  5 740 kg

El fuerza máxima de rotura de cable alumoweld de la retenida es igual a 5 740 kg, en este caso cumple con las condiciones establecidas en CNE Suministro (aplicando El factor de sobrecarga de 1.33 y el factor de resistencia del material de 0.9). B.3

Chequeo de Poste a Compresión por Efecto de Retenidas

Se calculan las cargas verticales en el poste donde se colocan dos retenidas: Se considera para la estructura tipo SA un vano peso igual a 800 m y condición de viento máximo transversal. Donde: Wc Wcg Wo

= = =

0.698 kg/m; peso unitario de conductor 0.471 kg/m; peso unitario de cable OPGW 200 kg; peso de operarios + herramientas




Hidrandina S.A.

Remplazando en la expresión previa, tendremos: P1  2  1669.813802.  cos 37  800   0.698  0.471  200  3802.34 kg



Cálculo de compresión en los postes

En este caso que las retenidas actuarán transversalmente a la línea, para el cálculo de la compresión se usará la expresión de la REA donde k = 1,0

Pcr 

A 2  E  I (k  L) 2

(lb)

Donde:  Dbase poste  A   Dretenida 

 15.636     8.102 

2

 3.724;

El momento de inercia es: I 

  8.102 4  211.514 pu lg 4 64

Pcr 

3.724   2  1,6  10 6 lb / pu lg 2  211.514 pu lg 4  20 394.4 lb (65.08 pies  12 pu lg/ pie) 2

Pcr = 20 394.4 lb  9 250.74 kg P1 1  ; Pcr 1,5

3 802.34  0.411  0.667  9 250.74

La estructura SA-80 utilizará una retenida por poste, una retenida aérea y una retenida adicional en el poste ubicado en el extremo contrario al ángulo.

11.4.4 Cálculo de estructura A2RT-80 Las características de la estructura A2RT-80 son las siguientes: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Esfuerzo de flexión del postes : 8 000 lb/pul² (psi) Y = 3.00 m = 9.843 pies Separación de diagonales en postes, Z = 4.42 m = 14.5 pies Postes de madera tratada de 80’- clase 2 Profundidad de empotramiento = 3.048 m = 10.0 pies Espaciamiento entre postes = 4.420 m = 14.5 pies




A.

Hidrandina S.A.

Cálculo de Longitud de Circunferencia en Puntos de Aplicación de los Brazos

d 3,50

Y c

4.420

b X1

11.916

En las posiciones a, b, cyd

X a

3,048 8 Ca Cb Cc Cd

B.



  





 

 

50.5  74

25

50.5  74

25

50.5  74    





50.5  74

25

 





70.00   

30.906  



 16.404  

25



 4.921 

Cálculo del Momento Resistente en los Puntos a, b, c y d

El momento resistente se calcula mediante la siguiente expresión: M  0.000264  f  C 3 ( pies  lb)

Donde: f = esfuerzo de flexión del poste; 8 000 lb/pulg² C = Circunferencia del poste en pulgadas Ubicación “a” “b” “c” “d” C.

Circunferencia (pulg.)

Momento Resistente (pies – lb) 49.122 250 335.27 35.650 95 691.31 30.635 60 722.21 26.696 40 182.09 Cálculo de los Planos de Contraflexión



25

  



25

25

25




Hidrandina S.A.

39.094  250 335.27 X  Ma   28.283 pies  8.621 m Ma  Mb 250 335.27  95 691.31 11.483  60 722.21 Y  Mc Yo    6.910 pies  2.106 Mc  Md 60 722.21  40182.09 Xo 

X 1  X  Xo  39.094  28.283  10.811 pies Y 1  Y  Yo  11 .483  6.910  4.573 pies

D. Pa 3 Pb 3 Pc 3 Pd 3

Cálculo de la Carga Máxima de Falla en los Puntos del Poste Ma 250 335   8 851.08 lb Xo 28.283 Mb 95 691    8 851.3 lb X 1 10.811 Mc 60 722    8 787.5 lb Yo 6.910 40 182 Md    8 786.8 lb Y1 4.573 

E.

Máxima Carga P Permitida, Asumiendo Reducción de 15% Debido a Huecos Para Pernos para cada poste.

P = 8 851 x 0.85 = 7 523 lb Chequeo de Brazos en “X” con sección 3 3/8”x 5 3/8” (ref.: 1042-14-6 Hughes Brothers) E.1

Compresión

El chequeo a la compresión se efectúa mediante la siguiente expresión: Px 

2 EI L

Donde: L = longitud del brazo, se asume la mitad del brazo (pies); I = Momento de Inercia de la sección del brazo (pulg4); E = Módulo de Elasticidad (lb/pulg²) Cálculo del momento de inercia I I 

b  d 3 5.375  3.375 3   17.219 pu lg 4 12 12

E = módulo de elasticidad = 1.6 x 106 lb/pug² Remplazando:




Px 

E.2

 2  1.6  10 6  17.219  13.50   0.50  12   cos 45   

2

Hidrandina S.A.

 20 722 lb

Tensión

Los brazos en “X” – 1042, está limitado a la tracción axial a 20 000 lb F.

Cálculo de falla en el Brazo “X”

Se efectúa mediante la siguiente expresión: Pr 

2  20 722  13.5  sen 45 2  Px  Z  sen   12 671 lb X 1  Z  Yo 10.811  13.5  6.910

Se verifica que Pr < P; 12 671 lb < 20 000 lb G.

Chequeo a la Compresión de Estructura A2RT-80

G.1

Cálculo de Retenidas

    

Se plantea utilizar dos retenidas ubicados en cada uno de los tres postes a cada lado de la estructura A2RT-80, a 16.786 m del nivel del suelo. En el cálculo se considera el tiro longitudinal de un solo lado en la condición EDS final, la estructura y la retenida deberán asumir el 100% del tiro en caso de rotura. Para el cálculo se considera a la estructura como un conjunto. El cable de la retenida será de alumoweld 7 N° 9 AWG de 5740 kg Las cargas longitudinales son las siguientes: Cargas Longitudinales Elemento de la línea Cable OPGW Conductores de fase

Símbolo L1 L2

Cargas (kg) 760.52 958.36

Se calcula la fuerza R en cada retenida 3  R  sen37  12.50  L1  21.326  3  L  17.80 R

760.52  21.326  3  958.36  17.80  2 223.81 kg 6  sen37   (16,786  17.286)

Según el CNE Suministro, para el cálculo de retenidas se considera un factor de sobrecarga de 1.33 y un factor de resistencia igual a 0,9, R = 2 223.81 x 1.33/0.9 = 3 286.30 kg < 5 740 kg Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



Hidrandina S.A.

En conclusión será necesario colocar una retenida por poste y en cuando la estructura actúe en ángulo se instalará una retenida adicional en el lado contrario a la bisectriz del ángulo de la línea. G.2

Chequeo de compresión del poste por efecto de retenidas

Se efectúa el cálculo para la estructura A2RT-80, en donde el vano peso establecido es igual a 800 m Se obtiene la carga vertical para el poste en donde se instala el conductor de fase y el cable de fibra óptica OPGW, en este cálculo se considera el tiro hacia debajo de la retenida más el peso del conductor y el cable OPGW y se establece que el ángulo de la retenida con el poste tendrá un mínimo de 37°. P1  R  cos 37  800  Wc  Wcg   200

Se calculan las cargas verticales en el poste donde se colocan dos retenidas: Se considera para la estructura tipo A2RT-80 un vano peso igual a 800 m y condición de viento máximo transversal. Donde: Wc Wcg Wo

= = =

0.698 kg/m; peso unitario de conductor 0.471 kg/m; peso unitario de cable OPGW 200 kg; peso de operarios + herramientas

Remplazando en la expresión previa, tendremos: P1  2 223.81  cos 37  800   0.698  0.471  200  2 911.21 kg



Cálculo de compresión en los postes

En este caso que las retenidas actuarán en línea con el conductor, por lo tanto el cálculo para compresión de los postes se usará la expresión de la REA donde k = 0,7 Pcr 

A 2  E  I (k  L) 2

(lb)

Donde:  Dbase poste    Dretenida 

A

 15.636    9.595 

2



 2.656;

El momento de inercia es: I 

  9.595 4  416.054 pu lg 4 64




Pcr 

Hidrandina S.A.

2.656   2  1,6  10 6 lb / pu lg 2  416.054 pu lg 4  39 955.2 lb (55.072 pies  12 pu lg/ pie) 2

Pcr = 39 955.2 lb  18 123.37 kg Verificando mediante el factor de sobrecarga definido en la REA, donde OCF = 1,50 Donde OCF = Factor de capacidad de sobrecarga P1 1  ; Pcr 1.5

2911.21  0.161  0.667  18 123.37

11.4.5 Cálculo de las Dimensiones del Bloque de Anclaje El bloque de anclaje de las retenidas será diseñado considerando las siguientes relaciones: d

R 1,5  L

Donde: R d L

: : :

 V 

Tiro de la retenida (daN) Ancho del bloque de la retenida (m) Longitud del bloque de la retenida (m)

Volumen de la cimentación de la retenida 1 h ( S1  S 2  S1  S 2 ) 3

S1  ( L  2htan ) 2

S 2  L2 

Peso del volumen de tierra y coeficiente de seguridad

PV   t x V

C.S  Donde:

PV R t

=

Densidad del terreno




Hidrandina S.A.

En el Anexo 9 se verifica las dimensiones del bloque de retenida y el volumen del relleno que se encuentra encima del bloque enterrado necesaria para contrarrestar el arranque debido al tiro de los conductores. 12.0 MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD DEL TERRENO 12.1OBJETIVO El presente informe tiene como objetivo determinar la resistividad de los suelos a lo largo del trazo de ruta de la línea de transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo, en especial en los vértices de la ruta. 12.2ALCANCES El trabajo de medición de resistividad eléctrica realizado en campo, en los puntos que se señalan en la Tabla N° 12.1, incluye la interpretación de los resultados con el fin de determinar la resistividad del terreno que será empleada para le diseño de las puestas a tierra de cada una de las estructuras de la línea aérea de 138 kV del proyecto. 12.3

METODOLOGIA Y EQUIPO UTILIZADO

12.3.1 Metodología Las mediciones se han efectuado empleando el método WERNER, que utiliza cuatro electrodos, de acuerdo con la configuración que se muestra en la Figura N° 1.0, donde los electrodos se colocan en línea recta y a una misma profundidad de penetración. Los electrodos de 1 y 4 son usados para inyectar corriente y la diferencia de potencial se mide entre electrodos los electrodos 2 y 3. Figura N° 1.0

PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL METODO WERNER

En este método, los electrodos son movidos para cada medición, manteniendo el espacio entre cada par adyacente simétrico, en relación con el punto central, lo que hace que se requiera mayor trabajo desde el punto de vista operativo, pues es necesario que los cuatro electrodos sean movidos para cada lectura y sean enterrados a las profundidades deseadas. Sin embargo la configuración Wenner es la más




Hidrandina S.A.

eficiente en términos de relación de voltaje de recepción por unidad de corriente transmitida. Las mediciones se muestran en el Cuadro N° 12.1

CUADRO N° 12.1 MEDICIÓN DE RESISTENCIA DEL TERRENO LT 138 kV, SE SANTIAGO DE CAO – SE MALABRIGO MEDICION PUNTO Nº UBICACION

1

SE Santiago De Cao

2

Vértice V-0

3

Vértice V-1

4

Vértice V-2

5

Vértice V-3

a (m)

R (Ohm) Longitudinal

R (Ohm) Transversal

1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16

0.91 0.60 0.31 0.23 0.19 0.12

0.96 0.56 0.27

0.68 0.47 0.30 0.18 0.12 0.13 1.42 0.62 0.53 0.44 0.28

0.76 0.52 0.30 0.22 0.15 0.21 1.34 0.89 0.53 0.40 0.31

RESISTIVIDAD APARENTE  (ohm – m) 5.87 7.29 7.29 11.56 19.10 24.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4.52 6.22 7.54 10.05 13.57 34.18 8.67 9.49 13.32 21.11 29.66


FECHA

ALTITUD (msnm)

TIPO DE SUELO

HUMEDAD DE SUELO

18-feb-11

11.64

Limoarcilloso

Húmedo

14-feb-11

12.58

ArenaLimosa

Húmedo

14-feb-11

6.52

Limoarcilloso

Húmedo



6

7

8

9

10

11

Vértice V-4

Vértice V-5

Vértice V-6

Vértice V-7

Vértice V-8

Vértice V-9

12 Vértice V-10

12 Vértice V-11

13 Vértice V-12

14 Vértice V-13

32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32 1 2 4

0.29 6.89 2.13 1.45 0.91 0.42 0.20 1.40 0.60 0.51

0.15 5.70 2.82 1.44 0.74

22.90 6.90 2.70 0.99 0.50 0.20 8.30 5.00 2.10

17.30 5.20 1.31 0.15 0.40 0.22 12.40 5.00 3.00

1.79 1.05 0.75

1.69 0.89 0.71

1.81 1.07 0.76

1.70 0.90 0.70 0.59 0.26 0.12 12.47 5.03 2.94

8.39 4.98 2.09 1.70 1.11 0.58 8.60 5.00 2.00

125.00 62.00 13.10 1.40 0.32 0.17 0.28 0.30 0.27

1.32 0.87 0.54

10.00 4.90 2.60

150.00 74.70 11.70 2.50 0.56 0.11 0.29 0.28 0.29

Hidrandina S.A.

44.23 39.55 31.10 36.32 41.47 42.22 40.21 8.55 9.24 13.19 0.00 0.00 0.00 126.29 76.03 50.39 28.65 45.24 42.22 65.03 62.83 64.09 0.00 0.00 0.00 10.93 12.19 18.35 0.00 0.00 0.00 11.03 12.38 18.35 29.66 26.14 24.13 65.53 62.89 63.21 85.45 111.59 116.62 58.43 62.20 57.81 0.00 0.00 0.00 863.94 858.91 311.65 98.02 44.23 28.15 1.79 3.64 7.04


15-feb-11

19.89

Limoarcilloso

Húmedo

15-feb-11

18.76

Limoso

Húmedo

15-feb-11

16.97

Gravoso

Húmedo

15-feb-11

17.78

Limoarcilloso

Húmedo

23-feb-11

13.05

Limoarcilloso

Húmedo

23-feb-11

12.65

Limoarcilloso

Húmedo

16-feb-11

24.87

Arcilloso

Húmedo

16-feb-11

41.395

Limoarcilloso

Húmedo

16-feb-11

41.4

Limogravoso

seco

19-feb-11

38.37 Promotora de Proyectos S.A.C.

Húmedo


15

16

17

18

19

20

21

22

23

8 16 32 1 2 Vértice V-14 4 8 16 32 1 2 Vértice V-15 4 8 16 32 1 2 4 Vértice V-15A 8 16 32 1 2 4 Vértice V-16 8 16 32 1 2 4 Vértice V-17 8 16 32 1 2 4 Vértice V-18 8 16 32 1 2 4 Vértice V-19 8 16 32 1 2 4 Vértice V-20 8 16 32 1 2 4 Vértice V-21 8 16 32 1

0.16 0.10 0.12 24.00 7.00 3.00 1.00 0.60 0.30 26.00 12.20 1.64 0.94 0.17 0.13 10.00 2.00 0.67 0.40 0.23 0.10 0.63 0.22 0.25 0.19 0.14 0.09 10.20 1.90 0.57 0.40 0.23 0.11 1420.00 420.00 202.00 31.80 0.19 0.06 59.00 6.51 0.47 0.11 0.07 0.07 0.58 0.29 0.15 0.08 0.06 0.04 0.61 0.31 0.16 0.15 0.11 0.07 39.00

0.32 0.20 0.10 21.00 5.40 1.80 0.20 0.30 0.25 15.00 3.27 1.92 0.89 0.17 0.57 11.90 0.61 0.70 0.36 0.24 0.11 0.56 0.24 0.20 0.17 0.12 0.07 11.83 0.60 0.71 0.43 0.21 0.11 1880.00 630.00 598.00 58.10 2.10 0.07 29.00 6.30 0.30 0.22 0.14 0.08 0.53 0.27 0.14 0.10 0.08 0.07 0.59 0.26 0.17 0.09 0.06 0.05 36.00

Hidrandina S.A.

12.06 15.08 22.12 141.37 77.91 60.32 30.16 45.24 55.29 128.81 97.20 44.74 45.99 17.09 70.37 68.80 16.40 17.22 19.10 23.62 21.11 3.74 2.89 5.65 9.05 13.07 16.08 69.21 15.71 16.08 20.86 22.12 22.12 10367.26 6597.34 10053.10 2259.43 115.11 13.07 276.46 80.49 9.68 8.29 10.56 15.08 3.49 3.52 3.64 4.52 7.04 11.06 3.77 3.58 4.15 6.03 8.55 12.06 235.62


23-feb-11

28.07

Gravoso

Seco

19-feb-11

24.44

Limogravoso

Seco

19-feb-11

25.05

Arenogravoso

Seco

20-feb-11

12.83

Arena

Seco

20-feb-11

14.99

Arena

Seco

20-feb-11

14.21

Arena

Seco

21-feb-11

10.38

Arena

Seco

21-feb-11

17.13

Arena

Seco

21-feb-11

12.81

Arena

Seco



24 Vértice V-15

25

Zona o Humedales

2 4 8 16 32 1 2 4 8 16 32

0.25 0.19 0.10 0.08 0.06 0.56 0.50 0.35 0.19

0.29 0.16 0.07 0.05 0.04 0.55 0.44 0.30 0.25

Hidrandina S.A.

3.39 4.40 4.27 6.53 10.05 3.49 5.91 8.17 11.06 0.00 0.00

22-feb-11

7.79

Arcilla

Seco

22-feb-11

6.50

Arcilla

Húmedo

Para esta configuración la resistividad aparente del suelo se calcula con la siguiente expresión:  = 2  a R si b<
: : : :

Resistividad aparente del terreno (-m) Resistencia medida () Distancia entre electrodos (m) profundidad de penetración de electrodos (m)

12.3.2 Equipo de Trabajo a.

Telurómetro

Se utilizó un telurómetro electrónico marca MEGABRAS modelo MTD-20kWe, serie OC-1093C. Este instrumento trabaja bajo el principio de balance nulo. La caída de tensión debido a una corriente que fluye a través de la resistencia de tierra desconocida que es medida comparándola a una fracción de caída de tensión desarrollada por la misma corriente que fluye a través de un potenciómetro calibrado. El equipo permite obtener los valores de resistencia en ohmios y cuenta con diferentes escalas de medición, lo que le brinda mayor flexibilidad y permite obtener mediciones con mayor precisión. b.

Varillas y Conductores

Para construir la configuración de Wenner, se utilizaron varillas de cobre de 50 cm de longitud y ½” de diámetro los cuales se interconectan a través de los conductores de cobre aislados engrapados mediante mordazas adheridos a los mismos. 12.3.3 Mediciones Efectuadas Las mediciones de resistividad eléctrica del terreno se llevaron a cabo los días 16 al 23 de Febrero del 2011, en el cual intervinieron personal de experiencia en este tipo de mediciones, quienes actuaron bajo las normas establecidas en el Reglamento Interno de Seguridad. Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



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Las mediciones se efectuaron en las ubicaciones de los vértices del trazo de ruta de la línea en 138 kV, dentro de la faja de servidumbre por donde se desplazará la línea aérea; colocando las jabalinas del aparato de medición a lo largo de los terrenos destinados para jardines, es decir, que las mediciones se efectuaron a lo largo del eje de la línea proyectada. 12.4

CALCULO DE LA RESISTIVIDAD

Los resultados de cada prueba de resistividad fueron evaluados mediante el programa de cómputo, el cual nos da un valor de la resistividad aparente para la configuración de medición empleada. Estos resultados, a continuación, deben ser interpretados con el fin de determinar la presencia de distintas capas de terreno de resistividad común. Las salidas de cómputo se observan en el Anexo 9 Cálculo de la resistividad del Terreno. En este sentido, el modelo de dos capas es el más empleado gracias a que ofrece ventajas desde del punto de vista económico, de precisión y de seguridad. En este método se considera la existencia de dos capas de terreno y se trata de identificar la resistividad de ambas capas. De forma simultánea se determina la profundidad de la capa superficial y se asume que la capa inferior se prolonga a continuación con una profundidad ilimitada. 12.4.1 Descripción del Programa de Cómputo a.

Objetivo

Dado un conjunto de mediciones de resistividad según el método de 4 electrodos de Wenner, obtener los parámetros del suelo tal que la diferencia cuadrática entre los valores medidos con los teóricos obtenidos de dos capas con los parámetros arriba mencionados sea mínimo. b.

Método

Se obtienen las mediciones de resistencia aparente del suelo vs un espaciamiento dado para el método de 4 electrodos de Wenner. Se obtienen las resistividades aparentes con la fórmula conocida:

 a  2. .Ra. . A ...................................................................................(I)

a Ra A

: Resistividad aparente : Resistencia aparente medida : Separación entre electrodos




Hidrandina S.A.

La resistencia aparente  a , medida con el método de Wenner para un suelo

de dos capas es:







1

1



 a  1  1  4  k     ...................(II) 1/ 2 2 1/ 2 n 1   1   2nh / A 2   1   2nh / A n









donde:

a A 1 2

= = = =

k

=

Resistividad aparente medida usando el método Wenner Distancia de separación entre electrodos de corriente y potencial Resistividad de la capa superficial de espesor h Resistividad de la segunda capa que se extiende para una profundidad infinita Coeficiente de reflexión

La función de error es definida como:

  1 , k , h   nm

:

    Aj     Aj   .......................................(III)

j  nm

o

2

J 1

Número de mediciones

 0 ( Aj ) : Valor de resistividad aparente obtenido con una separación Aj  ( Aj ) : Valor teórico de resistividad aparente obtenido con ( 1, k , h) según formula II En TPAS-IEEE “Earth Resistivity Measurement Interpretation Techniques” se usa la función de error siguiente:




  o  Aj     Aj     1 , k , h       o  Aj  J 1   j  nm

Hidrandina S.A.

2

...................................(IV)

Se descarta el uso de esta última por la razón de que esta función de error privilegia valores de ( 1, k , h) que acercan valores de   Aj  a los valores del rango inferior de  0  Aj  . Evidentemente usando la fórmula (III) se cometen errores grandes para la estimación de los  0 del rango inferior pero la curva  ( Aj ) teórica sigue mejor la tendencia de los puntos medidos. El método de aproximación a los resultados 1, k , h , es el de ensayo - error; eligiendo valores de cálculo iniciales cercanos a la solución. El valor de 1 inicial se escoge igual al  0 con menor Aj El valor de  2 inicial se escoge igual al  0 con mayor Aj El valor inicial de k 

  2  1   2  1

Dados 1 existe sólo un h tal que  0 ( Aj )   ( Aj ) si es que 1   0 ( Aj )   2 , tal que h se encuentra por un proceso de iteración. El programa de cómputo efectúa el cálculo de las resistividades de la capa superficial, de la capa inferior y del espesor de la capa superficial. Las salidas de cómputo con le cálculo correspondiente para cada uno de los puntos medidos se muestran en el Anexo 10 y cuyo resumen se presenta a continuación.




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CUADRO N° 12.2 RESULTADOS DE CÁLCULO DE RESISTIVIDAD DEL TERRENO LT 138 kV, SE SANTIAGO DE CAO – SE MALABRIGO

Valor de Resistividad del Terreno Calculado Punto de Medición

SE Santiago de Cao Vértice V-2 Vértice V-3 Vértice V-4 Vértice V-5 Vértice V-6 Vértice V-7 Vértice V-8 Vértice V-9 Vértice V-10 Vértice V-11 Vértice V-12 Vértice V-13 Vértice V-14 Vértice V-15

Dirección de Medición

Capa Superficial Espesor de 1 (ohm-m) capa E (m)

Capa Interna 2 (ohm-m)

Longitudinal

3.248

5.59

30.94

Transversal

0.744

6.03

7.03

Longitudinal

7.969

5.66

109.26

Transversal

6.265

5.89

2342.14

Longitudinal

3.202

7.83

93.47

Transversal

2.273

8.42

35.88

Longitudinal

0.336

38.96

38.42

Transversal

2.895

35.81

37.34

Longitudinal

2.567

7.49

37.02

Transversal

1.786

8.84

19.63

Longitudinal

1.065

166.36

48.63

Transversal

0.974

141.99

28.40

Longitudinal

0.364

57.37

57.70

Transversal

77.91

69.78

Longitudinal

0.487 1.739

10.12

35.13

Transversal

2.620

9.56

103.89

Longitudinal

1.724

10.24

35.29

Transversal

0.896

7.46

28.31

Longitudinal

3.458

52.72

127.54

Transversal

0.614

78.35

68.44

Longitudinal

0.174

59.44

55.51

Transversal

0.372

64.00

Longitudinal

2.640

62.83 863.94

Transversal

2.360

1036.73

44.07

Longitudinal

2.812

2.74

Transversal

0.876

2.17

37.63 23.95

Longitudinal

0.871

193.06

56.97

Transversal

0.847

190.87

32.53

Longitudinal

1.795

194.41

22.02

Transversal

7.133

55.71

71.04


20.17



Vértice V-15A Vértice V-16 Vértice V-17 Vértice V-18 Vértice V-19 Vértice V-20 Vértice V-21 SE Malabrigo Vértice V-21 Zona Humedales

Hidrandina S.A.

Longitudinal

0.521

173.86

19.20

Transversal

0.690

114.26

15.61

Longitudinal

2.409

3.44

21.96

Transversal

2.265

3.05

16.30

Longitudinal

0.697

103.58

16.66

Transversal

0.687

113.87

Longitudinal

3.809

7544.74

15.70 3.77

Transversal

5.392

11812.39

5.91

Longitudinal

0.751

716.10

8.18

Transversal

1.127

233.86

9.24

Longitudinal

8.662

3.66

12.10

Transversal

6.966

3.28

36.79

Longitudinal

3.244

3.29

17.98

Transversal

6.599

3.41

13.96

Longitudinal

1.018

307.22

0.15

Transversal

1.048

284.16

0.14

Longitudinal

3.244

3.29

17.98

Transversal

6.599

3.41

13.96

Longitudinal

0.533

2.26

10.57

Transversal

1.469

2.98

24.79






Hidrandina S.A.

13.0

CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA

13.1

CONDUCTOR DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

El sistema de puesta a tierra estará conformado por contrapesos horizontales con conductor de copperweld de calibre 7 N° 10 AWG. Las características del conductor de copperweld 7 N° 10 AWG son las siguientes:        

Calibre Sección nominal Sección real Nº de alambres Diámetro exterior del conductor Peso del conductor Conductividad Resistencia a la rotura

: : : : : : : :

7 N° 10 AWG 35 mm² 36,83 mm² 7 7,77 mm 0,303 kg/m 40 % 3 230 kg

13.1.1 CONFIGURACIÓN “A” Esta configuración está conformada por dos electrodos verticales de 2,40 m de longitud y 16 mm de diámetro, que se ubicará a una distancia de separación mínima de 5,00 m, en donde el cálculo del rango de resistividades de terreno se obtiene según fórmulas aplicadas a continuación. Con la aplicación de la siguiente fórmula se obtiene la resistencia de puesta a tierra de un electrodo enterrado en forma vertical Rv 

4L    4  2,40  Ln( )  Ln    (0,425) 2 L d 2    2,40  0,016 

Donde: RV  L d

: : : :

Resistencia de la puesta a tierra de una varilla () Resistividad aparente del suelo (-m) Longitud de la varilla (m) Diámetro de la varilla (m)

En caso de aplicarse dos electrodos verticales la puesta a tierra será el siguiente: R A  0,536   a (0,425)   a (0,228)

La puesta a tierra con la configuración “A” actuará de la siguiente manera: 

Con resistencia de puesta a tierra de 25 ohmios; la máxima resistividad del terreno debe ser 110 ohmios – m




13.1.2

Hidrandina S.A.

CONFIGURACION B

Esta configuración está conformada por dos electrodos verticales + un contrapeso en anillo con diámetro de 5,00 m y actuará especialmente en zonas transitadas. La resistencia de puesta a tierra de conductor tipo contrapeso en anillo horizontal enterrado a profundidad “p” RO 

  8 D 4 D  Ln d  Ln p  2 2  D  

donde:

D = 6,0 metros, diámetro del anillo; d = 0,00777 m, diámetro del conductor p/2 = 0,60 m, profundidad de enterramiento del conductor

Remplazando: Para un D = 6,00 m, se obtiene RO    0,1048 ohmios A la resistencia de puesta a tierra para la configuración “A” conformada por dos electrodos en posición vertical se le añadirá un contrapeso horizontal en anillo de 6,0 m de diámetro y en caso que se requiera, se adicionarán dos contrapesos longitudinales horizontales a cada lado del anillo, y su valor aproximado será igual a la siguiente expresión:

RB 0 

R0 xR2V   0,1048   (0,228)    (0,0718) R0  R2V  (0,1048)   (0,228)

En caso de requerirse la puesta a tierra para zonas transitadas para terrenos con mayor resistividad, se incluirán adicionalmente contrapesos horizontales que se ubicarán de forma longitudinal en ambos lados de la estructura. La resistencia de puesta a tierra de los contrapesos longitudinales se calcula mediante la siguiente expresión. RL 

    Ln L  

 2L    1 2rp  

Donde: L/2 = 10, 15, 20 y 25 m L = 20, 30, 40 y 50 m de longitud total del conductor r = 0,00389 m, diámetro del conductor p/2 = 0,60 m, profundidad de enterramiento del conductor Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo



Hidrandina S.A.

Reemplazando, para las diferentes longitudes de contrapeso, se obtienen los valores del Cuadro N° 13.1. CUADRO N° 13.1 Longitud del contrapeso horizontal “L/2” “L” 10,00 15,00 20,00 25,00 50,00

20,00 30,00 40,00 50,00 100,00

Resistencia del contrapeso horizontal RL(ohm)

 (0,0800)  (0,0576)  (0,0455)  (0,0378)  (0,0211)

Adicionando el contrapeso longitudinal al sistema formado por el contrapeso en anillo y los electrodos verticales, se obtiene para el conjunto la siguiente resistencia de puesta a tierra.

RB 

R B 0 xRL RB0  RL CUADRO N° 13.2

Tipo Resistencia de de Puesta de Puesta Dos a Electrodos Tierra Verticales + Contrapeso en Anillo RB0 (ohm)  (0,0718) RB0 RB1 RB2 RB3 RB4 RB5

13.1.3

 (0,0718)  (0,0718)  (0,0718)  (0,0718)  (0,0718)

CONFIGURACION “B” DE PUESTA A TIERRA

Resistencia Longitud de Resistencia Resistividad Resistividad de Puesta Contrapeso de Puesta a del Suelo  del Suelo  Tierra Horizontal Tierra (ohm-m) (ohm-m) Contrapeso “L” Configuración R = 10 R = 25 “L” (ohm) “B” (ohm) (ohm) (ohm)

-------- (0,0800)  (0,0576)  (0,0455)  (0,0378)  (0,0211)

--------20,00 30,00 40,00 50,00 100,00

 (0,0718)  (0,0378)  (0,0320)  (0,0279)  (0,0248)  (0,0163)

139

348

264 312 358 403 613

661 781 896 1 008 1 534

CONFIGURACION “C”




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Esta configuración estará disponible para se utilizada en las estructuras conformadas por tres postes de madera tratada y estará conformada por contrapesos longitudinales a lo largo de la faja de servidumbre de la línea de transmisión. Estará conformada por dos electrodos verticales separados más de 5,00 m + un contrapeso horizontal ubicados longitudinalmente hacia ambos lados de la estructura. La resistencia de puesta a tierra del conductor horizontal enterrado a profundidad “p” será igual a: RL 

    Ln L  

 2L    1 2rp  

Donde: L/2 = 10, 15, 20 y 25 m L = 20, 30, 40 y 50 m de longitud total del conductor r = 0,00389 m, diámetro del conductor p/2 = 0,60 m, profundidad de enterramiento del conductor Reemplazando, para las diferentes longitudes de contrapeso, se obtienen los valores del Cuadro N° 13.3. CUADRO N° 13.3 Longitud del contrapeso horizontal “L/2” “L” 20,00 25,00 30,00 40,00 50,00

Resistencia del contrapeso horizontal RL(ohm)

40,00 50,00 60,00 80,00 100,00

 (0,0455)  (0,0378)  (0,0325)  (0,0255)  (0,0211)

La resistencia de puesta a tierra para la configuración “C” estará conformada por dos electrodos verticales + un contrapeso horizontal longitudinal de longitud variable a ubicarse en ambos lados de la estructura

RC 

R2V xRL R2V  RL CUADRO N° 13.4

Tipo de Puesta

Resistencia de Puesta de Dos

CONFIGURACION “C” DE PUESTA A TIERRA Resistencia de Puesta

Longitud de Contrapeso


Resistencia de Puesta a Tierra

Resistividad del Suelo 



a Tierra RC1 RC2 RC3 RC4 RC5 13.1.4

Electrodos Verticales R2V (ohm)  (0,228)  (0,228)  (0,228)  (0,228)  (0,228)

Tierra Contrapeso “L” (ohm)  (0,0455)  (0,0378)  (0,0325)  (0,0255)  (0,0211)

Hidrandina S.A.

Horizontal “L”

Configuración “C” (ohm)

(ohm-m) R = 25 (ohm)

40,00 50,00 60,00 80,00 100,00

 (0,0379)  (0,0324)  (0,0284)  (0,0229)  (0,0193)

660 772 880 1092 1295

CONFIGURACION “D”

En caso que las estructuras estén conformadas por tres postes de madera tratada y se ubiquen en zona transitada se añadir; a la configuración “C” se añadirán contrapesos en anillo con diámetros iguales a 3,00 m alrededor de cada uno de los postes. 13.2

APLICACIÓN DE LOS TIPOS DE PUESTA A TIERRA

La resistencia de puesta a tierra para zonas transitadas será de 10 ohmios y para la zona no transitada será de 25 ohmios. La resistencia de puesta a tierra de configuración “A” se utilizarán en estructuras monoposte y en suelos con resistividades iguales o menores a 110 ohmios - m, aplicados en zonas no transitadas en donde la resistencia de puesta a tierra requerida no será mayor a 25 ohmios. La resistencia de puesta a tierra de configuración “B” se utilizarán en estructuras monoposte y en suelos con resistividades iguales o menores a 1 534 ohmios - m, aplicados en zonas no transitadas en donde la resistencia de puesta a tierra requerida no será mayor a 25 ohmios y en suelos con resistividades iguales o menores a 613 ohmios m, aplicados en zonas transitadas donde la resistencia de puesta a tierra no será mayor a 10 ohmios.. La resistencia de puesta a tierra de configuración “C”, se utilizarán en estructuras de tres postes y en suelos con resistividades iguales o menores a 161 ohmios – m hasta 245 ohmios - m, aplicados en zonas transitadas. En caso de tener resistividades mayores se adicionarán dos ó cuatro contrapesos longitudinales de acuerdo al Cuadro N° 13.5. Esta disposición se utilizará en zonas transitadas en donde la resistencia de puesta a tierra requerida no será mayor a 10 ohmios; esta disposición se utilizará hasta resistividades de suelo de 610 ohmios - m. La resistencia de puesta a tierra tipo “C”, se utilizará en suelos con resistividades desde 660 hasta 1 295 ohmios – m, aplicadas en zonas no transitadas en donde la resistencia de puesta a tierra requerida no será mayor a 25 ohmios. La resistencia de puesta a tierra tipo “D” se aplicarán en zonas transitadas y serán similares a las puestas a tierra ”C” a los cuales se añadirán contrapesos horizontales de anillos de 3,00 m de diámetro, ubicados alrededor de cada poste de madera tratada. Parte 5: Cálculos Justificativos Mecánicos, Eléctricos Y Civiles Línea de Transmisión 138 kV SE Santiago de Cao – SE Malabrigo




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Parte 5 Cálculos Justificativo_LT 138 KV

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