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Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión - ELM

SZ-11-327/002-Rev.01 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva-Revision 1\Volumen I - Memoria Descriptiva\ParteI\MDLíenastrasmisión.doc

ÍNDICE

Pág.

1.0 GENERALIDADES 1.1

1.1 ANTECEDENTE 1.1

1.2 OBJETIVO DEL PROYECTO 1.1

1.3 ALCANCE DEL PROYECTO 1.1

1.4 DESCRIPCIÓN DE LA OBRA DE LA LÍNEA DE TRASMISIÓN 1.1

1.5 CONDICIONES CLIMATOLOGICAS Y AMBIENTALES 1.2

1.5.1 Características Climatológicas 1.2

1.5.2 Presión de Viento 1.3

1.6 INSTALACIONES EXISTENTES 1.4

2.0 DESCRIPCIÓN DE RUTA DE LA LÍNEA 2.1

2.1 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE LA RUTA DE LA LÍNEA 2.1

2.2 DESCRIPCIÓN DE LA RUTA 2.1

2.2.1 Descripción del trazo de línea 2.1

2.2.2 Interferencias en su recorrido y soluciones planteadas 2.14

2.2.3 Reubicaciones de líneas y trabajos complementarios 2.17

3.0 CRITERIOS DE DISEÑO 3.1

3.1 CÓDIGO Y NORMAS 3.1

3.2 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD 3.1

3.3 DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR 3.3

3.3.1 Cálculo de Pérdidas de Potencia por Efecto Joule 3.4

3.3.2 Consideraciones para la Evaluación Económica de Conductores 3.4

3.3.3 Resultados y Conclusiones 3.4

3.4 CAPACIDAD TÉRMICA DEL CONDUCTOR 3.6

3.5 CALCULO DEL CREEP 3.7

3.6 CÁLCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR 3.8

3.6.1 Hipótesis para el cambio de estada de Conductores 3.8

3.6.2 Hipótesis de cambio de estado para el cable OPGW 3.9

3.7 DISEÑO DEL AISLAMIENTO 3.9

3.8 DISEÑO MECANICO DE ESTRUCTURAS 3.10

3.8.1 Determinación de cargas en las estructuras 3.10

3.8.2 Factores de seguridad 3.11

3.9 DISEÑO DEL TRAMO SUBTERRÁNEO 3.12

3.9.1 Características técnicas del cable 3.14

3.9.2 Resultados del Cálculo 3.14

4.0 MATERIALES PRINCIPALES 4.1

4.1 ESTRUCTURAS 4.1

4.1.1 Postes metálicos 4.1

4.1.2 Torres de celosía 4.1

4.2 CONDUCTORES DE FASE Y CABLE TIPO OPGW 4.1

4.2.1 Conductores de Fase 4.1

4.2.2 Cable tipo OPGW 4.2

4.3 AISLADORES 4.2

4.3.1 Aisladores polimérico tipo Tensión 4.2



Pág.

4.3.2 Aisladores polimérico tipo Line Post 4.3

4.4 PUESTA A TIERRA 4.4

4.4.1 Conductor de cobre 4.4

4.4.2 Varilla de copperweld 4.4

4.5 PLANILLA DE LOCALIZACIÓN 4.4

CUADROS

Cuadro Nº 1.1: Presión del viento

Cuadro Nº 3.1: Demanda eléctrica año a año

Cuadro Nº 3.2: Cuadro de Evaluación económica de conductores

Cuadro Nº 3.3: Valores mínimos de resistencia eléctrica y mecánica de aisladores

Cuadro Nº 3.4: Resultados de la capacidad de transmisión

Cuadro Nº 3.5: Resultados de cálculo de la tensión inducida

IMAGEN

Imagen Nº 3.1: Curvas de costos de línea 138 kV con diferentes tipos de sección del conductor

Imagen Nº 4.1: Aislador tipo tensión polimérico

Imagen Nº 4.2: Aislador tipo line post

FOTOS

Foto Nº 1 : Salida de la línea desde la S.E. Socabaya

Foto Nº 2 : Trazo de ruta entre vértices V1 al V2

Foto Nº 3 : Línea a reubicar Paucarpata

Foto Nº 4 : Zona ladrillera

Foto Nº 5 : Tramo V3 – V5

Foto Nº 6 : Tramo V5 – V12

Foto Nº 7 : Vértice V13

Foto Nº 8 : Vértices V14 al V15

Foto Nº 9 : Vista hacia el vértice V18

Foto Nº 10 : Vista atrás desde el vértice V24

Foto Nº 11 : Vista al vértice V25 desde el vértice V24

Foto Nº 12 : Vista al vértice V27

Foto Nº 13 : Vista adelante del tramo subterráneo

Foto Nº 14 : Vista atrás del tramo subterráneo

Foto Nº 15 : Vista adelante del vértice V33

Foto Nº 16 : Vista atrás del vértice V34

Foto Nº 17 : Tramo subterráneo

Foto Nº 18 : Vista del tramo V45 y V46

Foto Nº 19 : Vista atrás hacia el vértice V45

Foto Nº 20 : Vista adelante hacia el vértice V48



Foto Nº 23 : Vista de interferencia de línea 10 kV



Foto Nº 24 : Vista del vértice V53

Foto Nº 25 : Vista de la S.E Parque Industrial

Foto Nº 26 : Vista desde el interior de la S.E. Socabaya

Foto Nº 27 : Tramo V15-V16

Foto Nº 28 : Vista del primer tramo subterráneo

Foto Nº 29 : Vista del segundo tramo subterráneo

Foto Nº 30 : Vista de la línea 33kV Socabaya -Paucarpata

Foto Nº 31: Tramo V6-V7

Foto Nº 32 : Vista de interferencia con línea 10 kV

Foto N°33: Vista de entrada a la SE Parque Industrial- Interferencias de líneas aéreas en

33 kV y 10 kV.

Foto N°34: Otra vista de las interferencias de líneas aéreas en 33 kVy10 kV.

ANEXO

Anexo Nº 1: Cronograma de obra.

Anexo Nº 2: Planilla de estructuras



1.0 GENERALIDADES

1.1 ANTECEDENTE

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. contrato los servicios de la empresa S&Z Consultores

Asociados S.A. para realizar el Estudio de “INGENIERIA DEFINITIVA DE LÍNEA DE

TRANSMISIÓN 138 kV SOCABAYA – PARQUE INDUSTRIAL Y

SUBESTACIONES ASOCIADAS.

1.2 OBJETIVO DEL PROYECTO

El proyecto tiene como objetivo la construcción de una línea en 138 kV en simple terna de

9,766 km de longitud, entre la subestación Socabaya y la subestación Parque Industrial.

Esta línea se usara postes metálicos para las estructuras de suspensión, ángulos, retención y

terminal, por otro lado, para cruce especiales se usaran cuatro (4) torres de celosía.

Por requerimientos de SEAL, el tramo inicial de 3,7 km de la línea, ubicado en la periférica

de la ciudad, estará preparada para llevar una terna adicional; es decir se diseñarán las

estructuras para soportar doble terna de conductores, el cual permitirá contar en el futuro

con una ruta disponible para una terna adicional a la salida de la S.E. Socabaya

1.3 ALCANCE DEL PROYECTO

El Alcance del proyecto es desarrollar el estudio de Ingeniería Definitiva de lo siguiente:

- Construcción de la Línea en 138 kV Socabaya – Parque Industrial de 9,766 km

- Ampliación de la S.E. Parque Industrial 33/10 kV 2x25 MVA, que consiste en la

implementación del patio de llaves 138/33 kV, 60/75 MVA (ONAN/ONAF) de potencia,

su adecuación a las instalaciones existentes y el reemplazo de la barra en 33 kV.

- Equipamiento de la celda de salida de línea en 138 kV de la S.E. Socabaya

1.4 DESCRIPCIÓN DE LA OBRA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

Las obras electromecánicas y civiles correspondientes a la línea de trasmisión son las

siguientes:

- Construcción de la Línea en 138 kV Socabaya – Parque Industrial de 9,766 km

compuesta de un tramo aéreo de 9,0 km y dos tramos soterrados de 250,87 m y

514,89 m.

Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM 1.2


En el tramo aéreo se instalaran conductores de AAAC-240 mm² en estructuras de acero

de alturas variables, entre 80´ a 120´ y 4 torres de celosía.

Los tramos subterráneos estarán compuestos de cables unipolares de Cu de 240 mm² en

aislamiento tipo XLPE que serán enterrados en ductos de concreto y se ubicarán cámaras

de paso en cada uno de los vértices de su recorrido. En los planos LSP-024 se muestran

los detalles de las obras civiles de las cámaras de paso.

En cada uno de los extremos de los tramos soterrados se instalarán estructuras

terminales, de transición de línea aérea a subterránea, provistas cada una de ellos de

terminales unipolares y pararrayos para cada fase.

Forma parte de la construcción de la Línea de Transmisión en 138 kV, las reubicaciones

siguientes:

- Reubicación de 1,1 km de línea 33kV Socabaya- Paucarpata, simple terna (Ver plano

LSP-005 hojas 1 al 4).

- Soterrar 86 m de un tramo aéreo de la línea 33 kV Socabaya - Parque Industrial, en

el cruce con la línea 138 kV entre los vértices V6 y V7, el cual se muestra en el

plano LSP-005 hoj 6 y 7. En este tramo se ubicarán estructuras de transición de

aérea a subterráneo en los extremos provistas de equipo de protección y terminales.

- Soterrar un tramo de línea aérea en 33kV, en doble terna, a la llegada de la

subestación Parque Industrial, Ver plano LSP-005 hoja 26. La línea de 33kV se

deberá ubicar en la parte exterior de la S.E. Parque Industrial, una torre de celosía

para la transición de aéreo a subterráneo, el cual estará provisto de terminales y

pararrayos de protección este tramo tendrá una longitud de 85 m. En el plano SSP-

006 “Disposición de equipos y planta de la S.E. Parque Industrial” se observa el

recorrido de este tramo subterráneo.

Para el desarrollo de la obra de estas reubicaciones, como parte de la obra, se debe realizar

la ingeniería de detalle de cada una de estas reubicaciones

1.5 CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS Y AMBIENTALES

Las condiciones climatológicas y ambientales de la zona del proyecto y en especial las

presiones de viento que rige el diseño de la línea de transmisión aérea en estudio son las que

se presentan a continuación:

1.5.1 Características Climatológicas

Las características climatológicas de la zona del proyecto, se refieren básicamente a los

principales parámetros, tales como: temperaturas, humedad relativa, presión de viento,

altitud, etc. que caracterizan la zona del proyecto.

Los principales parámetros climatológicos de la zona del estudio son:

Altitud de la línea : 2 300 m.s.n.m.

Temperatura ambiente mínima : 8°C

Temperatura ambiente media anual : 15°C



Temperatura ambiente máxima : 22°C

Humedad relativa mínima : 27%

Humedad relativa media anual : 46%

Humedad relativa máxima : 70 %

Sismicidad : Alta

1.5.2 Presión de Viento

La presión de viento que se aplicarán sobre las áreas proyectadas de los conductores,

estructuras de soporte y aisladores, se calculará mediante la fórmula del Código Nacional de

Electricidad – Suministro 2011, regla 250.C., que a continuación se presenta:

PV = K x V² x Sf x A

Donde:

PV = Carga en Newton

K = 0,613 Constante de Presión, para elevaciones hasta 3 000 m.s.n.m.

V = Velocidad del viento en m/s

Sf = Factor de forma

1,00 para conductores, aisladores y postes metálico y 3,2 para torres de celosía

A = Área proyectada en m2

La velocidad del viento se aplicará según el Código Nacional de Electricidad Suministro

para la zona C de carga y Área 0 para altitudes menores a 3 000 m.s.n.m., utilizando la

Tabla 250-1.B y la formula de la regla 250.C, en donde se establece la velocidad horizontal

de viento igual a 26,0 m/s (94 km/h) relacionado con una temperatura del medio ambiente

de 10°C.

Remplazando en la fórmula (a):

Para conductor, cable de fibra óptica OPGW, postes de acero galvanizado y aisladores

Pv = 0,613 x (26,11)² x 1,00 x 1,00 = 417,94 N/m² = 42,60 kg/m²

Para estructuras de celosía (torres):

Pv = 0,613 x (26,11)² x 3,20 x 1,00x1,00 = 1 337,40 N/m² = 136,33 kg/m²

Las presiones de viento que se aplicaran a los diversos elementos son los que se resumen en

el Cuadro N° 1.1. Cuadro N° 1.1

PRESION DE VIENTO

ELEMENTOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

PRESION DE VIENTO

(kg/m²)

Estructuras de acero en celosía (torres) 136,33

Postes de acero galvanizado 42,60

Conductor y cable OPGW 42,60

Cadena de aisladores y aisladores poliméricos 42,60



1.6 INSTALACIONES EXISTENTES

Las instalaciones eléctricas existentes a lo largo del recorrido de la línea 138 kV son: líneas

de transmisión en 33kV, líneas de distribución en 10 kV y líneas en baja tensión para el

servicio domiciliario, asimismo existen líneas y cableado telefónico. Las líneas de 33 kV

son las que representan las principales interferencias que se tiene que resolver en la etapa

del diseño de la línea en 138 kV; estos son los siguientes:

Línea 33 kV S.E. Socabaya – S.E. Parque Industrial

Nivel de tensión : 33 kV

Número de ternas : 2

Longitud : 8,17 km

Postes : Metálicos

Conductor : ACSR-126,7 mm²

Línea 33 kV S.E. Socabaya – Jesus1



Longitud : 8,37 km

Postes : Metálicos

Conductor : AASC-125 mm²

Línea 33 kV S.E. Socabaya – Jesus2



Longitud : 8,37 km

Postes : Metálicos

Conductor : AASC-125 mm²

Línea 33 kV S.E. Socabaya – Paucarpata



Longitud : 6,71 km

Postes : Metálicos

Conductor : AAAC-120 mm²

Cable de guarda : EHS



2.0 DESCRIPCIÓN DE LA RUTA DE LA LÍNEA

2.1 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE LA RUTA DE LA LÍNEA

Para la selección de la ruta más óptima se tomaron los siguientes criterios:

- Tener la menor cantidad de vértices

- Evitar pasar por zonas protegidas

- Evitar pasar por zonas arqueológicas

- Evitar cruces de líneas.

- Evitar pasar por zonas geológicamente inestables o de deslizamiento

- Ubicar la línea en zonas accesibles, que facilitan tanto la construcción como el

mantenimiento posterior de la línea

- Evitar pasar cerca a edificaciones, si es en zona rural cumplir con las distancias de

servidumbre, si es en zona urbana cumplir con las distancias de seguridad y si los

tramos son muy angostos considerar circuito subterráneo.

- Evitar zonas de cultivo. De no ser posible evitar el uso de un área de cultivo, se

procurará ocupar el mínimo espacio de tal forma de que los daños a la propiedad

también sean mínimos, con lo que se conseguirá que la negociación con el propietario

sea más eficiente.

2.2 DESCRIPCIÓN DE LA RUTA

2.2.1 Descripción del trazo de la línea

La línea tiene una longitud de 9,766 km y consta de 53 vértices, la línea tendrá

configuración aérea con disposición vertical de los conductores y consta de dos tramos

subterráneos, uno de 250,87 m entre los vértices V27 y V32 y el otro de 514,89 m entre los

vértices V34 y V45.

El trazo de la línea se ubicará en dos zonas claramente definidos, uno correspondiente a la

periférica y la otra en zona urbana. La zona periférica se caracteriza por atravesar terrenos

de cultivos y zonas naturales tales como ríos y quebradas; en estas zonas se cuenta con

distancias de servidumbre de 20 m (10 m a cada lado del eje) para la línea en 138 kV, tal

como se indica en el CNE Suministro 2011 .



En la zona urbana se han ubicado las estructuras de la línea teniendo en cuenta las distancias

mínimas de seguridad con respecto a las edificaciones existentes en el lugar, tal como se

indica en la Nota 7 de la Tabla Nº 219 del C.N.E. Suministro 2011. El valor a usarse para

la distancia de seguridad horizontal es 3,90 m, correspondiente a un vano máximo de

180 m, tal como se indica en el literal f del ítem 3.2 “Distancias Mínimas de Seguridad” .

A continuación se presenta la descripción del trazo de la ruta seleccionada para la línea de

transmisión.

Salida desde la subestación Socabaya (Vía Pública rural: Vértices V0 al V3)

El recorrido de la línea de trasmisión se inicia en el vértice V0, este vértice se ubica dentro

del área de la subestación Socabaya, a 50 m del pórtico proyectado para la salida de la

línea. En el vértice V0 se ha previsto ubicar una torre de la altura necesaria, de tal forma

que sea posible hacer el cruce de la línea proyectada encima de la línea 33 kV Socabaya -

Parque Industrial y la línea en 10 kV Paisajista, así como también a la línea 33 kV

Socabaya-Paucarpata en su nueva posición. Ver detalle en plano N° LSP-004 y en

FotoNº 1.

A partir de este punto la ruta de la línea gira a la derecha con respecto al eje del pórtico en

45° ubicando el vértice V1 a una distancia de 124,07 m, para luego a partir de ese vértice

continuar con dirección norte ubicando a 817,81 m el vértice V2.

Foto N° 1 Salida de línea desde la S.E. Socabaya.- En la vista se

observa la ubicación de la estructura inicial (torre) de la LL.TT.

138 kV, a partir de este vértice el trazo de la ruta de la línea cruza

encima de las líneas de MT existentes en 33 kV y 10 kV

Entre los vértices V1 y V2 la línea proyectada ocupara la ruta actual de la línea 33 kV

Socabaya- Paucarpata, debiendo esta línea ubicarse al lado izquierdo paralela a su ubicación

actual y a una distancia de 10 m; la longitud total de la línea a reubicar es 1,08 km. Los

detalles de este tramo se observan en el plano LSP-007 hojas 1 al 4 y en la Foto Nº 2.

V0



Desde el V2 la línea gira un ángulo de 85°58´ a la izquierda, ubicando a una distancia de

82,12 m el vértice V3 a la zona denominada LADRILLERA.

Foto N° 2: Trazo de ruta entre vértices V1 al V2.- En la vista se la ruta

de la línea entre los vértices V1 al V2, al lado izquierdo se reubicará la

línea 33 kV a Paucarpata, tal como se muestra en la foto.

Foto N° 3: Línea a reubicar Paucarpata.- En la vista se observa la

estructura final del tramo de línea 33kV a Paucarpata que se reubicará.

En este poste se conectará la línea que reubicada con la línea existente.

Nueva ruta de la LT

33 kV Paucarpata



Foto N° 4: Zona Ladrillera.- En la vista se observa el tramo de

la línea entre los vértices V2 al V3, el cual se ubicará cerca a

la zona ladrillera.

Tramos de línea (Zona Periférica: Vértices V3 al V13)

Desde el vértice V3 la ruta de la línea hace un giro de 46°45´ a la derecha desde el cual se

cruzará una zona ladrillera y luego una zona de cultivo hasta ubicar el vértice V4 siendo la

distancias entre vértices de 235,12 m. El vértice V4 se ubicará cerca a un estanque y a

partir de allí la línea seguirá el curso del rio Socabaya ubicándose al borde de este al

margen izquierdo ubicando a su paso los vértices los vértices V5, V6, V7, V8, V9, V10,

V11 y el vértice V12. En las Fotos 5 y 7 se muestran las imágenes del recorrido.

Foto N° 5: Tramo V3-V5.- En la vista se observa el tramo de

la línea en la zona periférica entre los vértices V3 al V5.

V4

V5

V3

V2



Foto N° 6: Tramo V5-V12.- En la vista se observa el tramo de la

línea entre los vértices V5 al V12, el cual se ubicará cerca a la

zona ladrillera.

En los vértices V12 y V12A se han ubicado dos torres de celosía. La que se ubica en el

vértice V12A sirve para el cruce del río, al otro lado se ubica el vértice V13.

Zona Periferia – Vía Pública.- A partir del vértice V13 la línea ingresa a vía pública, sin

embargo en esta parte de la ruta a un lado de la vía hay edificaciones dispersas y al otro

lado zonas de cultivo, donde se ubicarán los vértices V14, V15, V16, V17 y V18. En las

Fotos 7 y 8 se muestran imágenes del recorrido.

Foto N° 7: Vértice V13.- En la vista se observa la ubicación

el vértice V13, el trazo de ruta sigue la dirección de la pista.

La toma se realizo desde la ubicación del vértice V14

V6

V12

V13

V5



Foto N° 8: Vértices V14 al V15.- En la vista se observa el

recorrido en el tramo comprendido entre el vértice V14 al

V15.

El vértice V18 se ubica en la intersección de las avenidas Paisajista y Las Peñas, a partir de

este vértice la línea se ubica en calles con edificaciones a ambos lados de la vía, los vértices

del trazo se ubican en puntos que permitirán cumplir con las distancias de seguridad que

exige la norma, se generan los vértices V19, V20, V21, V22, V23 y V24 en esta misma

avenida Las Peñas.

Foto N° 9: Vista hacia el vértice V18.- En la vista se

observa el recorrido en el tramo comprendido entre el vértice

V15 al V18. Al fondo se observa la avenida Paisajista.

Desde el vértice V24 la línea hace un giro a la izquierda ingresando al Jr. Sánchez Trujillo

y donde se ubicarán los vértices V25, V26 y V27.



Foto N° 10: Vista atrás desde el vértice V24.- En la vista se

observa la vista atrás del trazo de la línea proyectada.

Foto N° 11: Vista al vértice V25 desde el vértice V24.- El vértice

V25 se ubicará en la esquina, la línea 10 kV debe pasa a ser de

alimentación subterránea para evitar la interferencia.

Desde el vértice V27 la línea tendrá un tramo subterráneo de 250,87 m entre el Jr. Sánchez

Trujillo y Jr. Cerro Juli hasta el vértice V32.



Foto N° 12: Vista al vértice V27.- El vértice V27 se ubica a media

cuadra donde se ubicará una estructura terminal, a partir de esta

estructura se iniciará el primer tramo subterráneo de 250,87 m

Foto N° 13: Vista adelante del tramo subterráneo.- En la vista se

observa el recorrido por donde está considerado el tramo subterráneo de

250,87 metros.



Foto N° 14: Vista atrás del tramo subterráneo.- Se observa

movimiento de tierra por la instalación de tuberías de desagüe en el

recorrido.

En este tramo de la Calle o Jirón Cerro Juli se generan los vértices V28 al V32 del primer

tramo subterráneo, a partir de allí se generan nuevamente un tramo aéreo hasta el V34, a

partir de este vértice nuevamente se tiene un tramo subterráneo de 514,89 m donde se

generan los vértices V35 al V45.

Foto N° 15: Vista adelante del vértice V33.- Se observa el recorrido

de la línea que se ubicará al lado izquierdo de la toma evitando la

interferencia de la línea de 10 kV



Foto N° 16: Vista atrás del vértice V34.- En la vista se observa el

recorrido en el tramo aèreo comprendido entre el vértice V33 y el

V34. La Línea aérea pasará desde V34 a subterráneo.

Foto N° 17: Tramo subterráneo.- Se observa el recorrido que tendrá el

tramo subterráneo entre los vértices V42 y V43.



Foto N° 18: Vista del tramo V45 y V46.- En la vista se observa la

ubicación del vértice V45 y el recorrido de la línea en la dirección

del vértice V46 en la Av. Ernesto Gunther.

Foto N° 19: Vista atrás hacia el vértice V45.- En la vista se

observa al lado derecho un grifo. El CNE Suministro 2011 en la

Tabla N° 127-1 consigna una distancia mínima de seguridad de

10 m para una línea de 138 kV, distancia que se consigue al pasar

por el lindero del grifo. La línea se ubicará a la izquierda de la

toma, al lado del grifo.

V45



Foto N° 20: Vista adelante hacia el vértice V48.- En la vista se

observa el cauce de un rio entre el vértice V48 y V49 de la línea.

Foto N° 21: Vista atrás hacia el vértice V48.- En la vista se observa

el recorrido de la línea en el tramo que se ubica en la Av. Gunther,

la línea se ubicará en el lado izquierdo de la foto y el vértice V48 en

la esquina de esta calle.

Desde el vértice V48 la línea hace un giro ubicándose en la Av. Victor F. Lira, ubicando en

esta calle los vértices V49 y V50, ambos en la esquina de esta calle, en el recorrido existe

un canal cubierto ubicada en el eje de la línea, del vértice V50 se accede a la Av. Miguel

Forga cruzando una línea de 10 kV. Se ubicará el vértice V51 en la Berma central de esta

avenida y el vértice V52 se cruza a la berma derecha frente a la S.E. Parque Industrial

ubicando el vértice V53 desde donde la línea deberá ingresar en forma perpendicular al

pórtico de la S.E. Parque Industrial.



Foto N° 22: Vista atrás hacia el vértice V49.- En la vista se observa el

recorrido de la línea en el tramo que se ubica en la Av. Victor Lira

entre los vértices B49 y B50.

Foto N° 23: Vista de interferencia de línea 10 kV con vértice V50.- En

la vista se observa el recorrido de una línea de 10 kV existente que se

cruza con la línea proyectada en el vértice V50.



Foto N° 24: Vista del vértice V53.- En la vista se observa un poste

de alumbrado con pastoral doble, a 3m se ubicará el vértice V53 de

la línea proyectada.

Foto N° 25: Vista de la SE Parque Industrial.- En la toma se observa la

parte interior de la SE Parque Industrial por donde ingresará la línea

proyectada. Se observa una torre de celosía de doble terna en 33kV

que deberá retirarse para la construcción de la ampliación de la S.E.

Parque Industrial.

2.2.2 Interferencias en el Recorrido y Soluciones Planteadas

Cruce de Líneas en la Salida de la S.E. Socabaya

En el espacio frontal de la S.E. Socabaya se ubican líneas aéreas, de media tensión de

10 kV y 33 kV que salen de la S.E. Socabaya las cuales representan un obstáculo para la

línea proyectada. En el tramo comprendido entre las vértices V0 y V1 de la línea l38 kV se

efectúan tres cruces de línea: con una línea de 10 kV, una línea de 33 kV a Parque



Industrial y la línea 33 kV a Paucarpata; se ha considerado cruzarlas en forma aérea para

ellos se ubicará una torre de celosía en el vértice V1. El plano actual de las salidas

existentes en la S.E. Socabaya se muestra en el plano LSP-003 “Detalles de salida de la

línea 138 kV de la S.E. Socabaya”.

Foto N° 26: Vista desde el interior de la S.E. Socabaya.- En la toma se

observa las líneas de media tensión que salen e ingresan a la S.E.

Socabaya.

Cruce con línea 33 kV Socabaya –Parque Industrial ( vértice V15)

Este cruce se solucionará en forma aérea para el cual se ha considerado el uso de postes

metálicos de gran altura.

Foto N° 27: Tramo V15-V16.- En la vista se observa que la línea 33 kV existente cruza en forma

diagonal a la vía. La línea del proyecto se ubicará al lado izquierdo de la vía y deberá cruzarlo en

forma aérea.



Primer tramo subterráneo V27– V32.

Para la interferencia de las calles estrechas en la vía pública se ha visto necesario considerar

pasar la línea a subterránea. En este tramo la red subterránea tendrá una longitud de

250,87 m y el recorrido se observa en el plano LSP-007 hoja 20.

Foto N° 28: Vista del primer tramo subterráneo.- En la vista se

observa el recorrido por donde está considerado el tramo

subterráneo de 250,73 metros. En la etapa de Ingeniería

Definitiva se definirá exactamente la longitud a soterrar.

Segundo tramo subterráneo V34 – V45

Este segundo tramo subterráneo tiene una longitud de 514,89 m y su recorrido se

representa en el plano LSP- 007 (hoja 22,23 y 24).

Foto N° 29: Vista del segundo tramo subterráneo.- En la vista se

observa el recorrido por donde está considerado el tramo subterráneo

de 514,91 m que comprende los vértices V34 al V45. La longitud

final será determinada en la Ingeniería Definitiva.



2.2.3 Reubicaciones de líneas y trabajos complementarios

Reubicación de la Línea 33 kV Socabaya – Paucarpata

El tramo de la línea 138 kV del proyecto, comprendido entre los vértices V1 y V2, se

ubicará en el mismo eje de la línea 33 kV Socabaya – Paucarpata existente. Como parte

de la ejecución del proyecto se deberá tomar en cuenta la reubicación de esta línea

33 kV cuya longitud es de 1,08 km, el detalle de esta reubicación está representado en

los planos LSP-007 (hoja 1 a 4). En el plano LSP-007 hoja 1 se observa el primer cruce

con esta línea que se solucionará con la instalación de la torre en el V0, similarmente

se observa un cruce entre los vértices V2 y V3.

Foto N° 30: Vista de Línea 33 kV Socabaya- Paucarpata.- En la

vista se observa las líneas existente que deberá reubicarse al

lado izquierdo a 10 m aproximadamente de su ubicación actual.

Cruce con línea 33 kV Socabaya –Parque Industrial ( Vértice V6)

Para el cruce con la línea 33 kV en el vértice V6 se ha considerado soterrar un tramo de

86m de la línea existente doble terna, para el cual se considera instalar dos postes metálicos.

El detalle de este cruce está representado en el plano LSP- 007 (hoja 6 y 7).

Foto N° 31: Tramo V6-V7.- En este tramo se observa el recorrido de

la línea 33 kV Socabaya – Paucarpata que cruza a la ruta de la línea

138 kV del proyecto. Se ha determinado pasar este tramo de línea

33 kV a subterráneo.



Cruce con línea 10 kV desde el vértice V50.

El cruce con la línea de 10 kV en el vértice V50 se cruzará en forma aérea, para el cual se

considerará la altura necesaria en el poste metálico que se usará para la línea 138 kV. Se

muestra la Foto N°32 con el detalle del cruce. Además en el recorrido se encuentran otros

cruces con tramos de línea de 10kV que deberán reubicarse.

Foto N° 32: Vista de interferencia con línea 10 kV.- En la vista se

observa el cruce de una línea existente en 10 kV con la ruta de la

línea 138 kV del proyecto, se planea el cruce aéreo.

Cruce con líneas en 33 kV y 10kV al ingreso de la S.E. Parque Industrial

Foto N° 33: Vista de entrada a la SE Parque Industrial- Interferencias

de líneas aéreas en 33 kV y10 kV.- En la vista se observa la

interferencias de líneas existente doble terna en 33kV y 10 kV al

ingreso de la S.E. Parque industrial.



Para el ingreso de la línea 138 kV del proyecto a la S.E. Parque Industrial, SEAL deberá

retirar la línea de 10 kV, sin embargo la línea de 33 kV deberá reubicarse en forma

subterránea como parte del proyecto.

El trabajo consistirá en ubicar una torre terminal de transición, para cortar la línea en 33kV

antes de la llegada a la S.E. Parque Industrial. Desde esta torre el ingreso de esta línea se

hará soterrado.

Foto N° 34: Otra vista las interferencias de líneas 33kV y 10kV.- En la

flecha de la imagen deberá ubicarse una estructura terminal para

trasladar la línea en 33kV y a partir de este punto hacer el ingreso a

la S.E. Parque Industrial en forma subterránea.



3.0 CRITERIOS DE DISEÑO

3.1 CÓDIGOS Y NORMAS

Los criterios de diseño a emplear estarán de acuerdo básicamente con el Código Nacional

de Electricidad Suministro 2011, la que será complementada con otras normas nacionales e

internacionales vigentes, tales como la IEC, ANSI, DIN, REA, etc.

3.2 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD

a) 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) x 1,13 = 1,65 m

- Distancia de seguridad a retenida de anclaje unido a la misma estructura:

DS = 410 mm + 6,5 mm x (145 – 50) x 1,13 = 1,108 m

- Distancia de seguridad a superficie de los brazos de soporte:

DS = 280 mm + 6,0 mm x (145 – 50) x 1,13 = 0,924 m

- Distancia de seguridad a superficie de estructuras:

- En estructuras utilizadas de manera conjunta:

DS = 330mm + 5 mm x (145 – 50) x 1,13 = 0,866 m

- Todos los demás:

DS = 280 mm + 5 mm x (145 – 50) x 1,13 = 0,817 m



b) Distancia vertical de seguridad de conductor sobre el nivel del piso o camino:

- Al cruce de vías de ferrocarril al canto

superior de la riel : 10,50 m

- Al cruce de carreteras y avenidas : 8,10 m

- Al cruce de calles : 8,10 m

- A lo largo de carreteras y avenidas : 8,10 m

- A lo largo de calles : 8,10 m

- En áreas no transitadas por vehículos : 6,60 m

- En terrenos de cultivos recorridos

Por vehículos : 8,10 m

c) 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:

- A líneas primarias hasta 23 kV : 2,58 m

- A líneas de transmisión de 33 kV : 2,69 m



- A líneas de comunicación : 3,18 m

d) A postes de alumbrado público

Según la Regla 234.B.2 se considera una distancia vertical de 1,70 m para tensiones

entre 23 y 50 kV, ajustando el valor por tensión y altitud se obtiene lo siguiente:

Vertical : 2,77 m

Según la Regla 234.B.1a y b se considera una distancia horizontal sin viento de 1,50 m

para tensiones entre 23 y 50 kV, y con viento de 1,40 m para tensiones entre 750 V a

23 kV, ajustando el valor por tensión y altitud se obtiene lo siguiente:

Horizontal : 2,57 m (sin viento)

3,76 m (con viento)

e) Distancia de seguridad de los conductores y partes rígidas con tensión no protegidas

adyacentes pero no fijadas a edificios y otras instalaciones a excepción de puentes.

Según las reglas 234.B, 234.C, 234.D y 234.G.1 y la Tabla 234-1. Se utilizarán los

mayores valores.

- Letreros, chimeneas, carteles, antenas de radio y televisión, tanques y otras

instalaciones no clasificadas como edificios y puentes:

- Horizontal : 2,50 m + 0,01 m x (145 – 23) x 1,13 = 3,88 m (en reposo)

- Vertical : 3,50 m + 0,01 m x (145 – 23) x 1,13 = 4,88 m



- Distancias horizontales considerando viento de 190 Pa, según regla 234.C.1.b, se

deberá usar las siguientes distancias:

- Conductores de suministros expuestos de 750 V a 23 kV : 2,0 m

- Para tensiones superiores a 60 kV : 1,8 m

Realizando los cálculos de oscilación del conductor por un viento de 190 Pa y 25°C se

obtiene lo siguiente: ángulo de oscilación 13.49° y para un vano 170 m una flecha de

2,54 m

Luego efectuando el cálculo se obtiene una distancia horizontal de : 2,43 m

Efectuando las correcciones por tensión y altitud

- Horizontal : 2,43m + 0,01 m x (145 – 23) x 1,13 = 3,36 m

Para el diseño la distancia de seguridad horizontal a considerar será mayor al valor de

3,36 m y 3,88 m obtenidos del cálculo, por lo que usaremos para este proyecto el

valor:

- Distancia horizontal máxima a edificaciones a medio vano : 3,90

3.3 DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR

De acuerdo a las demandas actualizadas del Sistema Arequipa, se calculado la sección del

conductor con la finalidad de lograr un diseño óptimo de la línea, es decir el menor costo

cumpliendo las necesidades técnicas.

Los valores de demandas eléctricas año a año se obtenido interpolando los valores de

demanda que se obtuvieron en cada etapa durante 20 años. Los valores de demanda usada

para el cálculo se muestra en el Cuadro Nº 3.1

Cuadro Nº 3.1

DEMANDA ELÉCTRICAS AÑO A AÑO tasa 12%

TIABAYA año actual Costo anualizado

Año Años P (MW) Factor P (MW)

1 2013 33.1 0.8929 33.100 40.215 34.206 28.478 24.479 21.504

2 2014 34.4 0.7972 34.400 38.782 32.987 27.464 23.607 20.738

3 2015 36.7 0.7118 36.700 39.412 33.523 27.910 23.990 21.075

4 2016 39.3 0.6355 39.300 40.352 34.322 28.575 24.562 21.578

5 2017 41.9 0.5674 41.900 40.953 34.834 29.001 24.928 21.899

6 2018 44.2 0.5066 44.200 40.690 34.610 28.815 24.768 21.758

7 2019 47.5 0.4523 47.500 41.958 35.688 29.712 25.540 22.436

8 2020 49.7 0.4039 49.700 41.013 34.885 29.043 24.964 21.931

9 2021 51.7 0.3606 51.700 39.625 33.704 28.060 24.120 21.189

10 2022 54.7 0.3220 54.700 39.605 33.687 28.046 24.107 21.178

11 2023 57.2 0.2875 57.238 38.718 32.933 27.418 23.568 20.704

12 2024 59.8 0.2567 59.775 37.703 32.069 26.699 22.950 20.161

13 2025 62.3 0.2292 62.313 36.582 31.116 25.905 22.267 19.562

14 2026 64.9 0.2046 64.850 35.377 30.091 25.052 21.534 18.917

15 2027 67.4 0.1827 67.388 34.107 29.010 24.153 20.761 18.238

16 2028 69.9 0.1631 69.925 32.789 27.890 23.219 19.959 17.533

17 2029 72.5 0.1456 72.463 31.439 26.742 22.264 19.137 16.812

18 2030 75.0 0.1300 75.000 30.071 25.578 21.295 18.304 16.080

19 2031 77.5 0.1161 77.538 28.697 24.409 20.322 17.468 15.345

20 2032 80.1 0.1037 80.075 27.327 23.243 19.351 16.634 14.612

7.469 735.417 625.527 520.783 447.645 393.251



3.3.1 Cálculos de Pérdidas de Potencia por Efecto Joule (P)

El cálculo de las pérdidas de potencia se calculará empleando la siguiente fórmula:

)(

cos1000

)(22

2

kWV

LRPP

L

Donde:

L : Longitud del tramo de línea (km).

P : Potencia (kW).

R : Resistencia de operación del conductor (/km)

CosØ : Factor de potencia (Fp = 0,9)

VL : Tensión entre fases (kV)

3.3.2 Consideraciones para la Evaluación Económica de conductores

Para la evaluación económica de conductores se ha considerado los siguientes costos:

Costos de pérdidas Joule

Asociados a los costos de pérdidas de energía y potencia al transportar la energía por la

línea, con un conductor determinado, para la línea de 138 kV.

El costo considerado fue:

Potencia: S/. 27,04

Energía: ctv. S/. 10,40

Se uso su equivalente en dólares

Potencia: 116 719,42 $/MW

Energía: 37,41 $ MWh

Factor de carga = Fc = 0,9

El factor de pérdidas Fp= 0,3.Fc+ 0,7xFc²

Costo de la inversión inicial

El costo asociado al equipamiento de la línea, se ha considerado costo de suministro y

montaje de la línea con diferentes conductores preseleccionados por capacidad de

conducción.

3.3.3 Resultados y Conclusiones

Se ha determinado el conductor de aleación de aluminio de 240 mm² como el más

económico, aunque hay secciones mayores cuyos resultados son cercanos al valor más



económico. La inversión inicial es menor con el de menor sección. En la Imagen Nº 3.1 y

el Cuadro Nº 3.2 se muestran los resultados de la evaluación.

Imagen Nº3.1

CURVAS DE COSTO DE LÍNEA 138kV

CON DISTINTAS SECCIONES DEL CONDUCTOR

3

4

5

6

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

180 230 280 330 380 430 480

INV

ER

SIO

N (M

iles

US

$)

SECCION DE CONDUCTOR (mm2)

DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR

Series1

Series2

Series3

Cuadro Nº3.2

CUADRO DE EVALUACIÓN ECONÓMICA DE CONDUCTORES. EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DEL CONDUCTOR

CANTON CAIRO DARIEN ELGIN FLINT

DESCRIPCION UNIDAD VALOR VALOR VALOR VALOR VALOR

TIPO DE CONDUCTOR AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC

CANTON 465.4MCM 559.5 MCM 652.4 MCM 740.8 MCM

SECCION DEL CONDUCTOR mm² 199.9 235.8 283 331 375

DIAMETRO DEL CONDUCTOR mm 18.3 19.88 21.79 23.53 25.16

N° DE CIRCUITOS 1 1 1 1 1

N° DE CONDUCTORES POR FASE 3 3 3 3 3

POTENCIA NOMINAL POR CIRCUITO MVA 60 60 60 60 60

FACTOR DE POTENCIA 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98

POTENCIA ACTIVA POR CIRCUITO MW 58.8 58.8 58.8 58.8 58.8

RESISTENCIA A 25ºc ohm/km 0.1715 0.1423 0.1181 0.10135 0.0892

TEMPERATURA (Tc) °C 75 75 75 75 75

TENSION kV 138 138 138 138 138

COEFICIENTE DE RESISTIVIDAD

RESISTENCIA CORREGIDA A Tc. ohm/km 0.2001 0.1702 0.1417 0.1218 0.107

CORRIENTE DE LINEA Amp 251 251 251 251 251

LONGITUD DE LA LINEA km 9.61 9.61 9.61 9.61 9.61

POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x CIRCUITO MW 0.364 0.309 0.257 0.221 0.194

POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x TOTAL MW 0.364 0.309 0.257 0.221 0.194

PERDIDAS DE ENERGIA MWh/año 2665 2267 1887 1622 1425

% PERDIDAS DE POTENCIA x CIRCUITO % 0.62 0.53 0.44 0.38 0.33

FACTOR DE CARGA 0.90

FACTOR DE PERDIDAS 0.837

TASA DE DESCUENTO 12.00%

AÑOS 10

Factor de actualización 5.65

COSTO DE POTENCIA (promedio) 116719.42 $/MW-Año

COSTO DE ENERGIA (promedio) 37.41 $/MWh

COSTO DE PERDIDAS JOULE año 142 121 101 87 76

COSTO DE PERDIDAS JOULE ACTUALIZADAS Miles $ 735 626 521 448 393

COSTO LINEA POR km Miles $ 102 106 117 126 133

COSTO DE INVERSION Miles $ 980 1019 1124 1211 1278

COSTO TOTAL Miles $ 1716 1644 1645 1659 1671

LT 138 kV- SIMPLE TERNA SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL



3.4 CAPACIDAD TÉRMICA DEL CONDUCTOR

Del cálculo 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.

csrc TRIqqq 2; (1a)

Esta ecuación de balance térmico está conformada por las pérdidas de calor debido a la

convección y radiación (qc y qr), ganancia debido al 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.

c

src

TR

qqqI

(1b)

Donde:

..

60

acenconductordelinealpieporaresistenciTR

HzaamperiosenconductordelcorrienteI

solarnirradiacióporganadocalorq

radiaciónporperdidocalorq

convecciónporperdidocalorq

c

s

r

c

El cálculo de la capacidad térmica del conductor y la temperatura del conductor para una

capacidad dada, se efectúa mediante el programa de cómputo de la norma IEEE Std.738 –

2006 “Cálculo de las Relaciones Corriente – Temperatura de Conductores Aéreos

Desnudos”. A continuación se presenta el cálculo de la máxima capacidad de transmisión

del conductor AAAC de 240mm²

A continuación se muestra el cálculo de la máxima potencia de transmisión, a la

temperatura máxima de operación que soporta el conductor es decir a 75°C.

IEEE Std. 738-2006 method of calculation

Air temperature is 22.00 (deg C)

Wind speed is 0.61 (m/s)

Angle between wind and conductor is 90 (deg)

Conductor elevation above sea level is 2300 (m)

Conductor bearing is 90 (deg) (user specified bearing, may not be value

producing maximum solar heating)

Sun time is 13 hours (solar altitude is 74 deg. and solar azimuth is -61

deg.)

Conductor latitude is 16.3 (deg)

Atmosphere is CLEAR

Day of year is 164 (corresponds to junio 12 in year 2012) (user specified

day, may not be day producing maximum solar heating)

Conductor description: AAAC - CAIRO - 240



Conductor diameter is 1.988 (cm)

Conductor resistance is 0.1423 (Ohm/km) at 25.0 (deg C)

and 0.1702 (Ohm/km) at 75.0 (deg C)

Emissivity is 0.7 and solar absorptivity is 0.7

Solar heat input is 16.729 (Watt/m)

Radiation cooling is 17.595 (Watt/m)

Convective cooling is 52.781 (Watt/m)

Given a maximum conductor temperature of 75.0 (deg C),

The steady-state thermal rating is 561.4 amperes

La corriente obtenida de 561,4 A es equivalente a 134,18 MVA de potencia para una

temperatura de operación máxima de 75º C.

En condiciones normales la potencia que transmitirá esta línea es de 80 MVA y para este

valor la temperatura de operación es de 48º C, y en condiciones de contingencia se podrá

transmitir hasta 134 MVA.

3.5 CÁLCULO DEL CREEP

Se calcula el efecto del creep (elongación inelástica) para el conductor AAAC-240 mm²

seleccionado para la línea aérea de 138 kV.

El cálculo del creep se efectúa para la condición sin pretensado con 8°C adicionales al

EDS, utilizando el método CIGRE (Revista Electra N° 75), para lo cual se asume los

siguientes tiempos para cada estado del conductor:

Del cálculo efectuado se ha determinado que la temperatura equivalente en el conductor

AAAC debido al efecto creep para 20 años de instalado es: 16,35 °C. El Resultado se

muestra en el Anexo 4 de la Memoria de Cálculo



3.6 CALCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR

De la coordinación con el conductor AAAC 240 mm² de la línea de transmisión de 138 kV,

y el cable tipo OPGW se han considerado los siguientes valores de tensado:

Tensado EDS del conductor : 16%

Tensado EDS del cable OPGW : 13.5%

3.6.1 Hipótesis para el cambio de estado de Conductores

Las hipótesis de carga que regirán el cambio de estado del conductor tipo AAAC de

240 mm², corresponde a la zona C, Área 0 de carga y son los siguientes:

Hipótesis 1 Condición EDS Inicial

Presión de viento medio, 0 kg/m²

Temperatura media, 15 °C (Condiciones del sitio)

Esfuerzo unitario, 16% de resistencia de rotura nominal, condición Inicial

Hipótesis 2 Condición de carga de viento sólo

Presión de viento máximo, 42,60 kg/m².

Temperatura, 10 °C ( Según recomendación del CNE Suministro 2011)

Según la regla 261.H.1.a se verifica que el esfuerzo máximo del conductor, no debe

superar el 60% de la resistencia a la rotura nominal, aplicando el factor de sobrecarga

correspondiente.

Hipótesis 3 Condición de carga de viento y hielo combinado

Presión de viento reducido, 10,65 kg/m²

Temperatura, 5 °C ( Según recomendación del CNE Suministro 2011)

Espesor de manguito de hielo, 0 mm

Densidad del hielo, 913 kg/m3

Hipótesis 4 Condiciones de máxima temperatura

Presión de viento, 0 kg/m²

Temperatura, 91,35 °C, para condición final, en donde se incluye la temperatura

ambiente máxima + la temperatura del conductor por paso de la corriente (75 °C) + la

temperatura por efecto CREEP (16,35 °C).

Esta hipótesis se utiliza en la ubicación de estructuras y verifica la distancia de seguridad

del conductor respecto al suelo.

Hipótesis 5 Condiciones de oscilación de la cadena

Presión de viento, 190 Pa

Temperatura, 25 °C



Esta hipótesis se utiliza para determinar el ángulo de oscilación de las cadenas de aisladores

en la estructura en zonas urbanas. Para zonas rurales se debe utilizar la presión de viento

equivalente a 290 Pa.

3.6.2 Hipótesis de cambio de estado para el cable OPGW

Las hipótesis de carga a utilizar en los cables de guarda OPGW son las siguientes:

Hipótesis 1 Condición EDS final

Presión de viento medio, 0 kg/m²

Temperatura media, 15 °C

Esfuerzo unitario, 13,5% de resistencia de rotura nominal, condición final

Hipótesis 2 Condición de carga de viento sólo

Presión de viento máximo, 42,60 kg/m².

Temperatura, 10 °C

Según la regla 261.H.1.a. se verifica que el esfuerzo máximo del conductor o cable tipo

OPGW, no debe superar el 60 % de la resistencia a la rotura nominal, aplicando factor de

sobrecarga correspondiente.

Hipótesis 3 Condición de carga de viento y hielo combinado

Presión de viento reducido, 10,65 kg/m²

Temperatura, 5 °C

Espesor de manguito de hielo, 0 mm

Densidad del hielo, 913 kg/m3

Hipótesis 4 Condiciones de máxima temperatura

Presión de viento, 0 kg/m²

Temperatura, 22 °C, para condición final.

3.7 DISEÑO DEL AISLAMIENTO

El diseño del aislamiento de la Línea Aérea de 138 kV SE Socabaya –SE Parque Industrial,

se efectúa considerando los siguientes criterios:

Diseño mecánico:

a. Cálculo de la cadena de aisladores de porcelana o vidrio templado en suspensión;

b. Cálculo de la cadena de aisladores de porcelana o vidrio templado en anclaje

Diseño Eléctrico:

a. Sobretensión a frecuencia industrial húmedo

b. Sobretensión de maniobra



c. Distancia de fuga.

Los resultados del cálculo del asilamiento se presentan en el cuadro Nº 3.3. Los detalles del

cálculo se encuentran en la memoria de cálculos Justificativos Volumen V.

Cuadro Nº 3.3

VALORES MÍNIMOS DE RESISTENCIA ELÉCTRICA Y MECÁNICO DE AISLADORES

Tipo Tensión

(kV)

Sobretensión

a frecuencia

Industrial

(kVrms)

Sobretensión

atmosférica

(kVpico)

Distancia

de Fuga

(mm)

Fuerza de

rotura al

cantilever

(kN)

Fuerza de

rotura

(kN)

Longitud

a masa

(mm)

Suspensión 138 325 864 4241,25 6,81 - 1 400

Anclaje 138 325 864 4241,25 - 55,50 1 400

3.8 DISEÑO MECANICO DE ESTRUCTURAS

3.8.1 Determinación de cargas en las estructuras

Las hipótesis para la determinación de los diagramas de carga de las para la línea de

138 kV, se verificarán para las condiciones finales de carga del conductor, con excepción

de las condiciones de tendido que se efectuarán en condición inicial.

Para la determinación de las prestaciones de las estructuras se realizaran los cálculos de

vano lateral, vano gravante y vano viento para cada una de las estructuras.

3.8.1.1 Hipótesis de Carga: Estructura de suspensión o alineamiento y ángulo

Para las estructuras de suspensión o ángulo se han considerado las siguientes hipótesis de

carga:

Hipótesis 1: Condición normal- Máximo viento Transversal

Hipótesis 2: Condición normal- Viento Reducido y mínima temperatura

Hipótesis 3: Condición normal- Máximo Viento a 45° del eje de la línea

Hipótesis 4: Condición Excepcional – Rotura del cable de guarda.

Hipótesis 5: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase superior

Hipótesis 6: Condición Excepcional – Rotura del conductor fase media


Hipótesis 8: Condición de Montaje

3.8.1.2 Hipótesis de Carga: Estructura de anclaje

Para las estructuras de anclaje se consideran las siguientes hipótesis de cargas:



Hipótesis 3: Condición normal- Máximo Viento a 45° del eje de la línea








Hipótesis 9: Condición de estructura terminal

3.8.1.3 Hipótesis de Carga: Estructura de Terminal

Para las estructuras de anclaje se consideran las siguientes hipótesis de cargas:








Hipótesis 8: Condición de estructura terminal

3.8.2 Factores de seguridad

Los factores de seguridad se han determinado según las condiciones ambientales de cada

tramo del proyecto, las reglas del Código Nacional de Electricidad – Suministro y las

características físicas de los materiales seleccionados.

El conductor y cable OPGW no excederán de los siguientes valores:

- De acuerdo a normas vigentes, el esfuerzo máximo admisible (tangencial) en los

conductores, no debe ser superior al 60% del esfuerzo de rotura del conductor.

- Se ha considerado un esfuerzo inicial EDS del 16% tal que el esfuerzo final EDS

resultante sea menor a 16% del tiro del rotura del conductor para evitar el uso de

amortiguadores en vanos regulares.

Para las estructuras se han tomado las consideraciones de la tabla 2.4.2 del CNE Suministro

2011 y se ha seleccionado el grado de construcción B, por la importancia de la línea, el cual

lleva además de los conductores de suministro, un cable de comunicación de fibra óptica en

su estructura.

Los factores de sobrecarga para instalaciones con construcción Grado B, a utilizar con los

factores de resistencia de la Tabla 261-1.A, son las siguientes:

Tabla 253.1

GRADO DE CONSTRUCCION B

• Cargas verticales 1,50

• Cargas transversales

Debido al viento 2,50



Debido a la tensión en el conductor 1,65

• Cargas Longitudinales

En los cruces, en general 1,10

En los cruces en los amarres (anclajes) 1,65

En cualquier lugar, en general 1,00

En cualquier lugar, en los amarres 1,65

• Cargas, regla 250.C 1,00

Los factores de resistencia a ser utilizadas con los factores de sobrecarga de la tabla 253-1

serán como se indica a continuación.

Tabla 261-1A

Factores de resistencia para ser utilizado con cargas de la regla 250.B del CNE Suministro

2001

GRADO DE CONSTRUCCION GRADO B

• Estructuras de metal y concreto pretensado 1,0

• Estructuras de madera y concreto armado 0,65

• Alambre de retenida 0,9

• Anclaje y cimentación de retenida 1,0

Factores de resistencia para ser utilizado con cargas de la regla 250.C del CNE Suministro

2011

• Estructuras de metal y concreto pretensado 1,0

• Estructuras de madera y concreto armado 0,75

• Alambre de retenida 0,9

• Anclaje y cimentación de retenida 1,0

Los cables de retenidas deberán tener un factor de seguridad de 1,33/0,9 = 1,48. El valor

de 1,33 se ha elegido considerando las recomendaciones de la nota 2 de la tabla 253-1 del

CNE.

3.9 DISEÑO DEL TRAMO SUBTERRÁNEO

Para el diseño de los tramos subterráneos se ha considerado usar un cable de la misma

sección del conductor aéreo pero en cobre, para el cual se ha realizado los cálculos

correspondientes a la capacidad de transmisión.

En los sistemas subterráneos de transmisión, el valor determinante es la capacidad cíclica de

transmisión, vale decir la capacidad de transmisión bajo el régimen de carga de la carga

atendida. Esta es la característica de los enlaces subterráneos urbanos que presentan la

máxima demanda en las horas punta del servicio.



El método de cálculo se basa en la capacidad en régimen continuo, determinado según la

Norma IEC 60287, “Calculation of the Continuous Current Rating of Cables (100% Load

Factor)”.

Para el cálculo de la capacidad cíclica se determina un factor de carga cíclica, M, mayor de

1, según procedimiento indicado en la Norma UNE 21-191-92. Este factor multiplica al

valor en régimen constante para determinar la capacidad cíclica de transmisión.

La capacidad de transmisión de un circuito de cables (con un factor de carga igual a 1), se

determina por la siguiente expresión:

I : Intensidad de corriente en el conductor (A)

: Gradiente admisible de temperatura entre el conductor y medio ambiente (°C)

R : Resistencia óhmica del conductor en c-a, por unidad de longitud, a la

temperatura de operación (ohm / m)

Wd : Perdidas dieléctricas, por unidad de longitud, del aislamiento del cable (W/m)

T1 : Resistencia térmica, por unidad de longitud, entre el conductor y la pantalla

(º K.m/W)

T2 : Resistencia térmica, por unidad de longitud, del relleno de asiento entre la

pantalla y la armadura, (º K.m/W)

T3 : Resistencia térmica, por unidad de longitud, de la capa externa del cable,

(º K.m/W)

T4 : Resistencia térmica, por unidad de longitud, entre la superficie del cable y el

medio circundante, (º K.m/W).

n : Número de conductores en servicio, dentro del cable (n = 1, dato particular

del proyecto: un conductor por cable)

: Relación de las pérdidas en la pantalla metálica con respecto a las pérdidas

totales en todos los conductores del cable

: Relación de las pérdidas en la armadura respecto a las pérdidas totales en todos

los conductores del cable (2 = 0, cable sin armadura)

Se efectúa el cálculo para los dos casos que se puedan presentar: Directamente enterrados y

en ductos de concreto, como en la cruzada por ejemplo que se pudieran presentar. Esta es la

condición crítica desde el punto de vista de capacidad de transmisión de los cables.

El cálculo se efectúa para el cable que adquiere la mayor temperatura por su ubicación

dentro del conjunto de cables.

La forma de instalación se ilustra en los planos del proyecto.

2/1

4321211

4321

))(1()1(

)(5.0

TTnRTnRRT

TTTnTWdI



3.9.1 Características técnicas del cable

La sección del cable seleccionado es del tipo unipolar, con aislamiento de polietileno

reticulado (XLPE) con conductor de cobre de 240 mm2, cuyas características técnicas son:

N° de circuitos 1

N° conductores/fase 1

Conductor cobre de 240 mm² de sección

- Diámetro exterior del conductor 18,6 mm

- Resistencia eléctrica en c-c a 20º C 0,0754 ohm/km

- Temperatura de operación normal 90º C

- Temperatura de corto-circuito 250º C

Pantalla semiconductora sobre conductor de 1 mm de espesor

Aislamiento Polietileno reticulado (XLPE) de 18mm de espesor

Pantalla semiconductora sobreaislamiento de 1 mm de espesor

Pantalla conductora

- Material

- Nº de hilos

- Diámetro de hilos

Alambres de cobre

80

1,5mm

Cubierta de protectora exterior : de polietileno (PE) con 4 mm de espesor

Diámetro exterior del cable : 66,56 mm

3.9.2 Resultados del cálculo

a. Los resultados del cálculo de capacidad de corriente se resumen en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3.4

Resultados de la capacidad de transmisión

Capacidad de transmisión cíclica de cables

Directamente enterrados En ductos

Configuración I (A) MVA Configuración I (A) MVA

(3 cables) 716,9 171,4 3 cables) 630,2 150

La menor capacidad de transmisión en régimen cíclico para las configuraciones

consideradas, es de 150 MVA por el circuito directamente enterrados, con circuitos en

operación a la máxima temperatura de 90°C, según lo prescrito por la Norma AEIC

CS7 -93. Este valor de capacidad de transmisión supera ligeramente la máxima

demanda esperada del enlace, de 130 MVA.

b. Las tensiones inducidas para la longitud promedio de cada sección de cable (longitud

entre dos cámaras de empalme), se presenta en el siguiente cuadro.



Cuadro Nº 3.5

Resultados de cálculo de la tensión inducida

El valor de la tensión inducida en operación normal (para la corriente de carga), es

menor que el valor normalmente aceptado de 100 V. De otro lado, dado el valor de

tensión inducida en cortocircuito, de 1,5 kV, se recomienda instalar un limitador de

tensión de pantalla (SVL) de 2 kV, para proteger al personal y a la cubierta protectora

del cable, en especial en caso se eleve el nivel de la corriente de cortocircuito.

CONDICION

CABLE XLPE 240 mm2 DE Cu

S (mm)

d (mm)

I (A)

[Eb] (V/m)

[Ea]=[Ec] (V/m)

Longitud de sección (m)

Maxima Tensión Inducida en el

tramo (V)

OPERACIÓN NORMAL CICLICA 250 58,56 630,22 0,102 0,122 500 60,880

OPERACIÓN EN CORTOCIRCUITO 250 58,56 15 000,00 2,425 2,898 500 1 449,022



4.0 MATERIALES PRINCIPALES

4.1 ESTRUCTURAS

Las estructuras que se usarán en la Línea 138 kV Socabaya – Parque Industrial estarán

compuestas por postes metálico, adicionalmente se instalaran cuatro (4) torres de celosía,

dos (2) para el cruce del río Socabaya y dos (2) para el cruce de líneas aéreas existentes a la

salida de la S.E. Socabaya

4.1.1 Postes metálicos

Los postes metálicos para el proyecto serán de acero galvanizado embonables en dos o tres

cuerpos y serán diseñados de acuerdo a la carga y a su función según los tipos de armados

considerados:

Las longitudes de los postes metálicos consideradas para el proyecto son: 80´ , 85´ , 90´ ,

100´ , 110´ y 120´ .

4.1.2 Torres de celosía

Las torres de celosía serán diseñados con perfiles de A°G°, para las alturas que requerirá el

proyecto; se ha considerado el uso de torres de las siguientes alturas:

- 02 torres de 30 m de altura

- 02 Torre de 33 m de altura

4.2 CONDUCTORES DE FASE Y CABLE TIPO OPGW

4.2.1 Conductores de Fase

Las características del conductor de fase seleccionado es el siguiente:

Las características del conductor de fase son las siguientes:

- Tipo : AAAC

- Código : CAIRO

- Calibre : 465.4 MCM

- Sección nominal : 240 mm²


SZ-11-327/002 R:\LBRENA\SZ-11-327\Ingeniería Definitiva\Volumen I - Memoria Descriptiva\Parte I\Memoriadescriptiva.doc

- Sección real : 235,8 mm²

- Diámetro exterior : 18,3 mm

- Nº de hilos de aleación/diámetro del hilo : 19 x 3,98

- Peso unitario : 0,6457 kg/m

- Carga de rotura : 7 098kg

- Resistencia DC a 20º C : 0,142 ohm/km

- Coeficiente de dilatación lineal : 0,000019 1/Cº

- Módulo de elasticidad final : 6 400 kg/mm²

4.2.2 Cable tipo OPGW

La línea de transmisión de 138 kV, llevará un cable de guarda tipo OPGW con refuerzo no

metálico para las fibras, el cual tendrá las siguientes características mecánicas:

- Tipo : OPGW

- Sección : 70 mm²

- Diámetro : 13,6 mm

- Peso unitario : 0,550 kg/m

- Carga de rotura mínima : 7 880 kg

- Módulo de elasticidad final : 12 500 kg/mm

- Coeficiente de expansión lineal : 14,4 E-06 °C-1

4.3 AISLADORES

El aislamiento a utilizar en la línea de transmisión en 138 kV, se efectuará con aisladores

poliméricos tipo tensión, para ser utilizados en posición de anclaje y se usarán del tipo Line

Post para la posición de suspensión y orientación.

Las características de los aisladores seleccionados para ser utilizados en posición de

suspensión, anclaje y orientación se muestran a continuación.

4.3.1 Aisladores polimérico tipo Tensión


Diámetro de disco : 145 mm

Longitud : 1 665 mm

Distancia de fuga : 4 320 mm

Carga de falla electromecánica : 70 kN

Voltaje Resistente A Frecuencia Industrial

- Seco : 520 kV

- Humedad : 435 kV

Voltaje Resistente al Impulso : 864 kV

Conexión : Ball & socket

Peso Neto Aproximado : 7,7 kg

Imagen N° 4.1



AISLADOR TIPO TENSIÓN POLIMERICO

4.3.2 Aisladores polimérico tipo Line Post


Diámetro de disco : 160 mm

Longitud : 1 645 mm

Distancia de fuga : 4 450 mm

Carga Cantilever : 6,8 kN

Voltaje Resistente A Frecuencia Industrial

- Seco : 520 kV

- Humedad : 435 kV

Voltaje Resistente al Impulso : 864 kV

Conexión : BGB ( Base y plancha)

Peso Neto Aproximado : 18,5 kg

Imagen N° 4.2

AISLADOR TIPO LÍNE POST

4.4 PUESTA A TIERRA



El sistema de puesta a tierra estará conformado por electrodos de copperweld de 2,40 m x

16 mm de diámetro y contrapesos con conductor de cobre cableado de 85 mm² de sección

4.4.1 Conductor de cobre

Las características del conductor de cobre son las siguientes:

Sección total : 85 mm²

Diámetro exterior : 11,94 mm

Peso unitario : 0,771 kg/m

Carga de rotura mínima : 1 718 kg

4.4.2 Varillas de Copperweld

Las varillas para puesta a tierra serán de copperweld de 2,40 m de longitud y 16 mm (5/8”)

de sección

4.5 PLANILLA DE LOCALIZACIÓN

Se adjunta planilla de localización de las de estructuras de la línea, donde se indican el tipo

de estructura, puestas a tierra, volumen de excavación y amortiguadores. Ver Anexo Nº 2.



ANEXOS

Memoria Descriptiva – Línea de Transmisión – ELM


ANEXO Nº 1

CRONOGRAMA DE OBRA



CRONOGRAMA DE OBRA



ANEXO Nº2

PLANILLA DE LOCALIZACIÓN



PROYECTO : LINEA 138KV SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL

Hipotesis : MAXIMA TEMPERATURA

Tipo Cable de Progresiva Cota Vértice Angulo Vano Altura de Vano Vano Amortig. Amortig. Resist. Volumen de

Armado Nº estruc. Conductor Comunicación (m) (m) Deflexión Adelante(m) soporte Peso(m) Viento(m) CP CG prom (ohm-m) Tipo long. ContN°

varillas

Cimentación

(m3)0 PORTICO 1 AAAC-240 OPGW-70 0.00 2382.65 50.00 12 m -11.08 25.00 0 0 - - - -

1 TR 1 AAAC-240 OPGW-70 50.00 2382.65 V0 -40°50'16.02" 124.07 30 m 116.86 87.04 0 0 600 PAT-E 50 - 18.07

2 TR 1 AAAC-240 OPGW-70 174.07 2384.15 V1 15°43'23.98" 127.96 30 m 156.07 126.01 6 2 600 PAT-E 50 - 18.07

3 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 302.03 2389.30 151.13 80 pies 76.13 139.54 0 0 500 PAT-D 40 - 7.75

4 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 453.16 2394.00 123.10 85 pies 183.23 137.12 6 2 300 PAT-C 20 - 8.41



7 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 906.70 2376.17 85.18 80 pies 59.04 92.27 0 0 50 PAT-1 - 1 7.75

8 A3M 1 AAAC-240 OPGW-70 991.88 2369.10 V2 90°4'34.99" 82.12 120 pies 201.00 83.65 0 0 50 PAT-1 - 1 14.99

9 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 1074.00 2364.00 V3 -46°45'15.00" 97.36 100 pies 1.31 89.74 0 0 50 PAT-1 - 1 10.78

10 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 1171.37 2362.45 137.75 100 pies 442.86 117.56 6 2 50 PAT-1 - 1 10.78

11 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 1309.12 2310.00 V4 46°42'38.99" 369.16 120 pies -41.64 253.46 6 2 20 PAT-1 - 1 14.99

12 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 1678.28 2302.15 V5 7°29'50.00" 382.69 120 pies 379.68 375.92 0 0 125 PAT-C 10 - 14.99

13 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 2060.97 2293.40 V6 -16°47'10.02" 144.37 120 pies 283.98 263.53 6 2 500 PAT-D 40 - 14.99


15 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 2385.25 2289.10 V8 -1°40'56.98" 194.76 90 pies 200.53 187.34 6 2 220 PAT-C 20 - 9.14


17 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 2767.98 2279.00 V10 -0°55'47.97" 288.95 100 pies 291.34 238.46 6 2 80 PAT-C 10 - 10.78

18 SMD 1 AAAC-240 OPGW-70 3056.93 2268.70 V11 -0°23'35.97" 211.52 100 pies 198.33 250.23 6 2 70 PAT-C 10 - 10.78

19 TR 1 AAAC-240 OPGW-70 3268.45 2265.90 V12 24°4'9.99" 384.35 33 m 348.87 297.93 6 2 72 PAT-E 10 - 22.20

20 TR 1 AAAC-240 OPGW-70 3652.80 2255.81 V12A -83°14'1.00" 225.76 33 m 291.14 305.06 0 0 38 PAT-E 10 - 22.20

21 A2M 1 AAAC-240 OPGW-70 3878.56 2254.00 V13 -33°40'22.98" 28.83 110 pies 145.24 127.30 0 0 30 PAT-E 10 - 12.68


23 A1M 1 AAAC-240 OPGW-70 4035.92 2257.31 178.77 90 pies 125.58 153.65 0 0 20 PAT-1 - 1 9.14




27 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 4539.84 2265.56 124.97 110 pies 155.48 119.18 0 0 95 PAT-C 10 - 12.68











N°

Puesta a tierra

PLANILLA DE ESTRUCTURAS (LINEA AEREA)

Tipo



PROYECTO : LINEA 138KV SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL

Hipotesis : MAXIMA TEMPERATURA

Tipo Cable de Progresiva Cota Vértice Angulo Vano Altura de Vano Vano Amortig. Amortig. Resist. Volumen de

Armado Nº estruc. Conductor Comunicación (m) (m) Deflexión Adelante(m) soporte Peso(m) Viento(m) CP CG prom (ohm-m) Tipo long. ContN°

varillas

Cimentación

(m3)38 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5644.51 2286.09 99.37 85 pies 97.77 99.37 0 0 260 PAT-C 20 - 8.41

39 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 5743.88 2287.80 V19 1°42'48.99" 121.52 85 pies 105.12 110.44 0 0 215 PAT-C 20 - 8.41






45 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 6447.83 2301.40 138.63 85 pies 76.16 116.09 0 0 45 PAT-1 - 1 8.41










55 PTM 1 AAAC-240 OPGW-70 7233.42 2320.98 V27 -19°52'30.99" 250.87 85 pies 6.47 13.43 0 0 30 PAT-1 - 1 8.41

XLPE-240

56 PTM 1 AAAC-240 OPGW-70 7484.29 2298.89 V32 1°39'36.01" 103.92 85 pies 11.77 82.88 0 0 50 PAT-1 - 1 8.41





61 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 7991 2303.79 110.44 85 pies 105.67 101.29 0 0 170 PAT-C 10 - 8.41

62 PTM 1 AAAC-240 OPGW-70 8101.44 2307.75 V34 6°46'12.02" 514.89 85 pies -0.33 60.92 0 0 195 PAT-C 20 - 8.41

XLPE-240

63 PTM 1 AAAC-240 OPGW-70 8616.33 2278.60 V45 -76°21'41.00" 89.36 85 pies -1.38 73.89 0 0 220 PAT-C 20 - 8.41


65 SM 1 AAAC-240 OPGW-70 8794.29 2272.96 85 pies 80.86 92.77 0 0 180 PAT-C 20 - 8.41










75 A3M 1 AAAC-240 OPGW-70 9743.37 2275.7 V53 -78°51'17.05" 22.62 85pies 45.12 53.85 6 2 145 PAT-C 10 - 8.41

PORTICO 1 AAAC-240 OPGW-70 9765.99 2275.9 12 m 8.54 11.31 0 0

N°

TRAMO SUBTERRÁNEO

TRAMO SUBTERRÁNEO

Puesta a tierra

PLANILLA DE ESTRUCTURAS (LINEA AEREA)

Tipo

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