ANTEPROYECTO LINEA DE TRANSMISION EN 220 kv PUNO JULIACA AZANGARO Y SUBESTACIONES INFORME FINAL VOLUMEN I

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2 Parte:A Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kv Puno Juliaca-Azángaro Fecha: ANTEPROYECTO LINEA DE TRANSMISION EN 220 kv PUNO JULIACA AZANGARO Y SUBESTACIONES INFORME FINAL VOLUMEN I LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kv PUNO-JULIACA-AZÁNGARO N INDICE GENERAL VOLUMEN TITULO N DOCUMENTO VOLUMEN 0: RESUMEN EJECUTIVO N PARTE A RESUMEN DEL ANTEPROYECTO PARTE B PRESUPUESTO DEL PROYECTO VOLUMEN I: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kv N PUNO-JULIACA-AZÁNGARO PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA PARTE B PLANOS VOLUMEN II: SUBESTACIONES EN 220 kv N PUNO-JULIACA-AZÁNGARO PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA PARTE B PLANOS VOLUMEN III: SISTEMAS DE TELECOMUNICACIONES Y N CONTROL PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA PARTE B PLANOS PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A doc ii

3 Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kv Puno Juliaca-Azángaro Fecha: ANTEPROYECTO LINEA DE TRANSMISION EN 220 kv PUNO JULIACA AZANGARO Y SUBESTACIONES INFORME FINAL VOLUMEN I LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kv PUNO-JULIACA-AZÁNGARO N INDICE PARTE A : MEMORIA DESCRIPTIVA PARTE B : PLANOS PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A doc iii

4 Volumen I: Líneas de Transmisión en 220 kv Puno Juliaca-Azángaro Fecha: ANTEPROYECTO LINEA DE TRANSMISION EN 220 kv PUNO JULIACA AZANGARO Y SUBESTACIONES INFORME FINAL VOLUMEN I LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220 kv PUNO-JULIACA-AZÁNGARO N PARTE A MEMORIA DESCRIPTIVA PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A doc iv

5 ANTEPROYECTO LINEA DE TRANSMISION EN 220 kv PUNO JULIACA AZANGARO Y SUBESTACIONES INFORME FINAL LINEAS DE TRANSMISIÓN 220 kv PUNO JULIACA AZANGARO N PARTE A: MEMORIA DESCRIPTIVA ÍNDICE PAG. CONTENIDO 1.0 GENERALIDADES Introducción Objetivo del Informe Documentos de Referencia Ubicación del Proyecto Características de la Línea de Transmisión Proyectada Características Climatológicas y Ambientales Ancho de la Franja de Servidumbre: DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES Línea de Transmisión en 220 kv Moquegua Puno (L-2030) Línea de Transmisión en 138 kv Puno Juliaca (L-1012) Línea de Transmisión en 138 kv Azángaro Juliaca (L-1011) Línea de Transmisión en 138 kv Azángaro Ayaviri Tintaya (L-1006) Línea de Transmisión en 138 kv Azángaro San Gabán II (L- 1009/1010) CRITERIOS DE INGENIERÍA Normas Aplicables Criterios de Operación Condiciones de Servicio Selección del Trazo de Ruta Criterios Generales de Selección Criterios Adicionales de Selección Criterios de Selección de los Conductores de Fase Capacidad de Transmisión Niveles de Interferencia y Radiación Caída de Tensión...12 PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. i

6 3.6 Criterios de Selección de los Cables de Guarda Criterios de Selección del Aislamiento de la Línea Niveles de Aislamiento de la Línea Criterios de Diseño del Aislamiento Tasa de Falla esperada por Descargas Atmosféricas Criterios Generales de Cálculo Resultados del Cálculo Criterios de Selección de Estructuras Criterios de Selección de Puesta a Tierra Criterios Generales Configuraciones de Puestas a Tierra Distancias de Seguridad Verticales Criterios de Diseño Mecánico Presión de Viento Hipótesis de Carga del Conductor Árbol de Cargas de Estructuras de Soporte Criterios de Diseño de Obras Civiles Normas Selección del tipo de fundación Diseño de fundación LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220KV PUNO JULIACA - AZANGARO Coordenadas del Trazo de Ruta preliminar Conductor de la Línea Características Técnicas del Conductor de la Línea Capacidad del Conductor y Nivel de Pérdidas Cables de Guarda Aislamiento de la Línea Estructuras de la Línea Puesta a Tierra...36 INDICE - ANEXOS ANEXO N 1 : ANEXO N 2 : ANEXO N 3 : ANEXO N 4 : ANEXO N 5 : ANEXO N 6 : ANEXO N 7 : UBICACIÓN GEOGRAFICA DEL PROYECTO TRAZO DE RUTA Y VISTAS GOOGLE EARTH DE VERTICES DE LA LÍNEA SELECCIÓN PRELIMINAR DE CONDUCTORES CALCULOS DE SELECCIÓN DE AISLAMIENTO REPORTES DE CALCULO DE TASA DE FALLAS GEOMETRÍA DE ESTRUCTURAS DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. ii

7 ANTEPROYECTO LINEA DE TRANSMISION EN 220 kv PUNO JULIACA AZANGARO Y SUBESTACIONES INFORME FINAL LINEAS DE TRANSMISIÓN 220 kv PUNO JULIACA AZANGARO N PARTE A: MEMORIA DESCRIPTIVA 1.0 GENERALIDADES 1.1 Introducción El COES, como parte de sus funciones en el Marco del Reglamento de Transmisión, viene actualizando el Plan de Transmisión para el periodo ( ) a fin de determinar los anteproyectos del Plan Vinculante ( ) cuyo inicio de ejecución se realiza dentro de la vigencia del Plan y los correspondientes al Plan Robusto al Dentro del desarrollo de dicho Plan se requiere del diseño a nivel de anteproyecto de la Línea de Transmisión en 220 kv Puno Juliaca - Azángaro y Subestaciones asociadas con fines de determinación del Costo de Inversión y definición de equipos. Esta definición permitirá conocer el equipamiento mínimo y sus características principales que permitan la conexión al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Con tal fin y luego de un proceso de concurso por invitación el COES SINAC ha contratado los Servicios de PEPSA TECSULT para el desarrollo del Anteproyecto Línea de Transmisión en 220kV Puno Juliaca Azángaro y Subestaciones, del cual forma parte la ejecución de las siguientes obras: Línea de Transmisión 220 kv Puno Juliaca - Azángaro, simple terna de 114 Km de longitud aproximada. Ampliación de la Subestación Puno 220 kv. Subestación Juliaca 220/138 kv. Subestación Azángaro 220/138 kv. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 1

8 El anteproyecto contiene información y análisis que han sido desarrollados hasta donde ha sido necesario para establecer las características preliminares de las líneas y subestaciones. En tal sentido la empresa que realice los Estudios Definitivos será responsable de incluir otros elementos o componentes no descritos en el presente documento, así como dimensionar, modificar o adecuar lo que fuera necesario, a efectos de garantizar la correcta operación de las instalaciones del proyecto y la prestación del servicio según las normas de calidad aplicables al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). 1.2 Objetivo del Informe El presente documento tiene como objetivo presentar el Estudio a nivel de Anteproyecto correspondiente a la Línea de Transmisión en 220kV Puno Juliaca - Azángaro. 1.2 Documentos de Referencia Para la realización del presente informe se ha revisado la información referencial consignada en los siguientes documentos: Términos de Referencia para el Desarrollo del Anteproyecto Línea de Transmisión en 220 kv Puno Juliaca Azangaro y Subestaciones, elaborado por el COES. Información Técnica alcanzada por el COES. Diseño Definitivo y Expediente Técnico de la Línea de Transmisión 138 kv Azángaro Puno, elaborado por PEPSA TECSULT para ETESUR. Anteproyecto de Ingeniería para la Ampliación de las Subestaciones Ica, Marcona, Juliaca y Moquegua, elaborado por PEPSA TECSULT para Red de Energía del Perú REP, Información elaborada por el Instituto Geográfico Nacional (IGN) que consta de planos de la Carta Nacional a escala 1: hojas: 30-V (Azángaro), 31-V (Juliaca) y 32-V (Puno). PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 2

9 1.3 Ubicación del Proyecto El área del proyecto se ubica en la sierra sur del Perú, en las provincias de Azángaro, Lampa, Juliaca y Puno, departamento de Puno. Geográficamente el área del Proyecto se emplaza entre las siguientes coordenadas UTM (Sistema WGS-84): y Norte y Este El área del proyecto fisiográficamente está situada entre los flancos occidental y oriental de las cordilleras de los andes región sur (meseta del Collao) entre los 3800 y los 4200 m.s.n.m. La mayor parte de la Línea de Transmisión proyectada se ubica por debajo de los 4000 m.s.n.m. La principal vía de acceso terrestre a la zona del proyecto desde Lima es por la Carretera Panamericana Sur hasta la variante Uchumayo y de ahí la vía a Arequipa-Juliaca-Puno. Otra alternativa es vía Desaguadero, tomando en primera instancia la Panamericana Sur hasta llegar a Moquegua y posteriormente la Binacional. Por vía aérea, existen vuelos regulares que son efectuados de Lima hacia la ciudad de Juliaca por líneas aéreas comerciales. En el Anexo N 1 se muestra la ubicación geográfica del proyecto. 1.4 Características de la Línea de Transmisión Proyectada Las características principales de la Línea de Transmisión proyectada son las siguientes: Longitud aproximada : Tramo Puno Juliaca Tramo Juliaca Azángaro : : 31 Km 83 Km Tensión Nominal : 220 Kv PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 3

10 Sistema de Tensión : Trifásico N de circuitos : 01 Conductor de fase : ACAR 2x900MCM Cable de guarda : 01 conductor tipo OPGW de 120 mm 2 01 conductor tipo EHS de 68,12 mm 2 Estructuras de soporte : Torres metálicas de celosía Configuración : Triangular Aisladores : Vidrio ó Porcelana tipo Suspensión 1.6 Características Climatológicas y Ambientales Características Climatológicas Las características climatológicas de la zona del proyecto, que sirven de referencia para el diseño de la Línea de Transmisión, son las siguientes: Temperatura Ambiente Máxima : 25 ºC Media : 8 ºC Mínima : -25 ºC Máxima Velocidad de Viento : 104 km/h (de acuerdo al CNE Tabla B) Nivel ceráunico : 40 días tormenta / año Características Ambientales El clima de la zona es frígido, siendo bien marcados las variaciones de temperatura, donde las oscilaciones térmicas tienen variaciones de temperatura por encima de los 15 C durante el día e inferiores a 0 C durante la noche. Se caracteriza por la presencia de lluvias y tormentas eléctricas durante los meses de Noviembre a Marzo. El ambiente es limpio y de baja contaminación industrial. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 4

11 1.7 Ancho de la Franja de Servidumbre: Se debe tener presente la Norma DGE 025-P-1/1988 aprobada con R.D DGE/ONT que aun esta vigente y que es refrendada por la regla 219.B.4 (Tabla 219) Anchos mínimos de la faja de servidumbre del CNE Suministro 2001, el mismo que considera para líneas de transmisión de 220 kv un ancho de 25 m (12,5 m a ambos lados del eje de la línea). 2.0 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES A continuación se hace referencia a las líneas de transmisión existentes más cercanas al área del proyecto. 2.1 Línea de Transmisión en 220 kv Moquegua Puno (L-2030) Es de simple terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una longitud aproximada de 197 km. El conductor es de aluminio reforzado con acero (ACSR), presentando dos tramos, un primer tramo con conductor Curlew, sección nominal 592 mm 2, para altitudes menores a los 3500 m.s.n.m., y el tramo final con conductor Pheasant, sección nominal 726 mm 2, para altitudes mayores a los 3500 m.s.n.m. Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado dos (2) cables de guarda, uno de acero galvanizado grado EHS de 68 mm² de sección y otro tipo OPGW de 120 mm 2, para el sistema de telecomunicaciones. Los aisladores son de vidrio templado, tipo standard de 254 mm x 146 mm. En las zonas ubicadas entre los 3500 y los 4500 m.s.n.m., las cadenas de suspensión están conformadas por 21 unidades y las de anclaje por 22 unidades. Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y anclaje. La línea entró en operación el PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 5

12 2.2 Línea de Transmisión en 138 kv Puno Juliaca (L-1012) Es de simple terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una longitud aproximada de 37 km. El conductor es de aleación de aluminio (AAAC) de 300 mm². Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado un (1) cable de guarda de acero galvanizado grado EHS de 50 mm² de sección. Los aisladores son tipo standard de 254 mm x 146 mm. Las cadenas de suspensión están conformadas por 12 unidades y las de anclaje por 13 unidades. Las cadenas están provistas de correctores de tensión tipo anillo. Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera. 2.3 Línea de Transmisión en 138 kv Azángaro Juliaca (L-1011) Es de simple terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una longitud aproximada de 78 km. El conductor es de aleación de aluminio (AAAC) de 240 mm². Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado un (1) cable de guarda de acero galvanizado grado EHS de 50 mm² de sección. Los aisladores son tipo standard de 254 mm x 146 mm. Las cadenas de suspensión están conformadas por 12 unidades y las de anclaje por 13 unidades. Las cadenas están provistas de correctores de tensión tipo anillo. Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera. La línea entró en operación en PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 6

13 2.4 Línea de Transmisión en 138 kv Azángaro Ayaviri Tintaya (L-1006) Es de simple terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una longitud aproximada de 125 km. El conductor es de aleación de aluminio (AAAC) de 240 mm². Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado un (1) cable de guarda de acero galvanizado grado EHS de 50 mm² de sección. Los aisladores son tipo standard de 254 mm x 146 mm. Las cadenas de suspensión están conformadas por 12 unidades y las de anclaje por 13 unidades. Las cadenas están provistas de correctores de tensión tipo anillo. Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera. La línea entró en operación en Línea de Transmisión en 138 kv Azángaro San Gabán II (L-1009/1010) Es de doble terna con estructuras metálicas autosoportadas de celosía. Tiene una longitud aproximada de 159 km. El conductor es de aleación de aluminio (AAAC) de 300 mm². Para la protección contra descargas atmosféricas se ha instalado un (1) cable de guarda de acero galvanizado grado EHS de 50 mm² de sección. Los aisladores son tipo standard de 254 mm x 146 mm. Las cadenas de suspensión están conformadas por 12 unidades y las de anclaje por 13 unidades. Las cadenas están provistas de correctores de tensión tipo anillo. Los conductores están dispuestos en forma triangular recta en las torres de suspensión y anclaje excepto en los terminales donde la disposición es de tipo bandera. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 7

14 3.0 CRITERIOS DE INGENIERÍA 3.1 Normas Aplicables Para el desarrollo del proyecto se tomarán en cuenta las siguientes normas y recomendaciones de diseño, según su ámbito de aplicación: Ley de Concesiones Eléctricas (DL 25844) y su Reglamento (DS Nº EM) Código Nacional de Electricidad Suministro (CNE Suministro). Código Nacional de Electricidad Utilización (CNE Utilización) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) Normas Técnicas Peruanas vigentes (NTP) Normas de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) Normas ANSI (American National Standards Institute) Normas ASTM (American Society for Testing and Materials) Recomendaciones IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) Además de las normas anteriores pueden ser considerados criterios y recomendaciones de diseño de normas de reconocido prestigio internacional cuando su aplicación sea requerida. 3.2 Criterios de Operación La Línea de Transmisión de 220 kv se proyectará sobre el criterio de poder transmitir la potencia de 450 MVA en condiciones normales de operación. 3.3 Condiciones de Servicio - Tensión nominal : 220 kv - Tensión máxima de operación : 245 kv - Nivel Básico de Aislamiento : kvp - Frecuencia del sistema : 60 Hz PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 8

15 3.4 Selección del Trazo de Ruta Criterios Generales de Selección Los criterios generales para la selección del trazo de ruta preliminar de las líneas son los que se indican a continuación: De acuerdo con las características del terreno, seleccionar la longitud más económica posible, así como minimizar la cantidad de ángulos y la magnitud de los mismos. Desarrollar un trazo que aproveche las vías de acceso existentes. Evitar el paso sobre viviendas y, hasta donde sea posible, por zonas pobladas o terrenos agrícolas de propiedad privada. Evitar o minimizar el cruce de carreteras, líneas eléctricas o líneas de telecomunicación existentes. Evitar, hasta donde sea posible, el paso por zonas de gran altitud donde se incrementen las probabilidades de descargas atmosféricas sobre la línea. Evitar, hasta donde sea posible, el paso por zonas arqueológicas o intangibles, reservas naturales protegidas por el estado y minimizar la afectación de zonas con vegetación. En el presente informe sólo se muestra el trazo preliminar para las líneas de transmisión proyectas, los mismos que deben ser evaluados en la etapa del Estudio Definitivo, donde se definirá los trazos finales Criterios Adicionales de Selección Para el desarrollo del trazo definitivo la empresa responsable debe tomar en cuenta los siguientes aspectos: PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 9

16 La construcción de los accesos que resulten necesarios, tomando en cuenta las normas vigentes que correspondan. La gestión de los derechos de servidumbre y el pago de las compensaciones a los propietarios o posesionarios de los terrenos, para lo cual el Concedente podrá colaborar en las tareas de sensibilizar a los propietarios, a fin de tener una gestión de servidumbre expeditiva. La obtención del CIRA (certificación del INC sobre no afectación a restos arqueológicos). La elaboración del Estudio de Impacto Ambiental y su plan de monitoreo, el que deberá contar con la aprobación de las entidades públicas correspondientes. La obtención de la Concesión Definitiva de Transmisión Eléctrica. 3.5 Criterios de Selección de los Conductores de Fase Capacidad de Transmisión Se debe verificar que la capacidad térmica de los conductores de fase sea la adecuada y no se experimente un calentamiento excesivo que origine la reducción de sus propiedades mecánicas a lo largo de su vida útil. La capacidad mínima de transmisión de las líneas eléctricas en 220kV en régimen de operación normal, será de 450 MVA. Dicho valor de Capacidad Nominal, corresponde a la operación normal, continua y en régimen permanente de cada línea; serán utilizados para la operación de las instalaciones por el COES y se determinará para las condiciones ambientales de la zona del proyecto. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 10

17 Para esta condición de operación la temperatura del conductor no debe superar los 75 ºC, para la cual se observarán las distancias de seguridad señaladas en el CNE Suministro vigente (ver Anexo N 7). El procedimiento para determinar la capacidad térmica del conductor en condiciones normales se debe basar en el IEEE Standard 738 para el cálculo de la relación corriente temperatura de conductores desnudos (International Electrical and Electronical Engineers Standard for Calculating the Current Temperature Relationship of Bare Conductors) Niveles de Interferencia y Radiación Se debe verificar que los niveles de interferencia, las radiaciones y el ruido audible producidos por las líneas no superen los valores recomendados por la normatividad aplicable en estos casos. Para este fin se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: Que el máximo gradiente superficial del conductor no supere los límites recomendados para prevenir problemas de ruidos audibles e interferencia con señales de radio y televisión, tomando en cuenta las características del conductor de la línea y la altitud de la misma. Los límites de radiaciones no ionizantes al límite de la faja de servidumbre, para exposición poblacional según el Anexo C4.2 del CNE-Utilización El ruido audible al límite de la faja de servidumbre, para zonas residenciales según el Anexo C3.3 del CNE Utilización Que los límites de radio interferencia cumplan con las siguientes normas internacionales: - IEC CISPR 18-1 Radio interference characteristics of overhead power lines and high-voltage equipment Part 1: Description of phenomena. - IEC CISPR 18-2 Radio interference characteristics of overhead power lines and high-voltage equipment. Part 2: Methods of measurement and procedure for PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 11

18 determining limits. - IEC CISPR 18-3 Radio Interference Characteristics of Overhead Power Lines and High-Voltage Equipment - Part 3: Code of Practice for Minimizing the Generation of Radio Noise Caída de Tensión Se debe verificar que la máxima caída de tensión entre los extremos emisor y receptor no debe superar el 5% de la tensión nominal, para la capacidad nominal de las líneas. 3.6 Criterios de Selección de los Cables de Guarda Los principales criterios que deben orientar la elección del cable de guarda son los que se indican a continuación: El diseño del apantallamiento provisto por los cables de guarda, debe ser verificado a través de una análisis integral que considere el aislamiento de la línea, las puestas a tierra y los materiales que se utilizarán, de tal manera que las salidas de servicio no excedan las tolerancias permitidas. Se debe verificar que exista una adecuada coordinación de la flecha del conductor elegido en relación con la flecha de los conductores de fase, de manera tal que se eviten acercamientos peligrosos, que deriven en descargas entre conductores a mitad de vano. Esta condición debe ser verificad sobre todo en vanos de gran longitud, donde se pueden producir acercamientos no deseados entre el cable de guarda y los conductores de fase En cuanto al grado de protección que ofrece un cable de guarda frente a descargas atmosféricas, se debe tener en cuenta que cuanto menor sea el ángulo de apantallamiento del cable de guarda respecto a los cables de fase mejor será la protección que ofrezca. Asimismo, a mayor altura de la estructura menor debe ser el ángulo de apantallamiento; de acuerdo con lo cual, de manera referencial, los ángulos de apantallamiento recomendados como máximos, en función a la altura de las estructuras, serían los que se indican a continuación: PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 12

19 Ángulo de Altura de la estructura apantallamiento (m) máximo recomendado* 28 30º 30 26º 35 21º * Valores recomendados en el Design Manual for High Voltage Transmission Lines R.U.S. - U.S.D.A. El cable de guarda servirá como un enlace de comunicación entre la barra de envío y la barra de recepción de la línea, de tal manera que permita, efectuar de manera rápida, segura y selectiva la protección diferencial de la línea, el envío de datos al COES en tiempo real, el telemando y las telecomunicaciones. El cable de guarda debe ser capaz de soportar el cortocircuito a tierra hasta el año 2022, valor que debe ser sustentado por la Sociedad Concesionaria. 3.7 Criterios de Selección del Aislamiento de la Línea Niveles de Aislamiento de la Línea De acuerdo con la norma IEC los niveles aislamiento asociados con la máxima tensión del sistema son los que se indican a continuación: Tensión de operación nominal de la línea Tensión máxima del sistema Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico (LIWL 1 ) Tensión de sostenimiento a 60 Hz 220 kv 245 kv 1050 kv (pico) 460 kv (eficaz) Estos son valores definidos para condiciones específicas de temperatura y humedad, a nivel del mar (con una presión atmosférica de 101,3 kpa), por lo que para condiciones distintas deben ser corregidos. 1 Lightning Impulse Withstand Level PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 13

20 3.7.2 Criterios de Diseño del Aislamiento Con el fin de garantizar un adecuado aislamiento en la línea se verificará el mismo considerando los siguientes aspectos: Verificación del nivel de aislamiento necesario y las distancias en aire frente a sobretensiones atmosféricas, sobretensiones por maniobra y sobretensiones a frecuencia industrial. Verificación de la distancia de fuga necesaria por el nivel de contaminación observado en la zona del proyecto. Verificación la resistencia mecánica de los aisladores utilizados. 3.8 Tasa de Falla esperada por Descargas Atmosféricas Conforme a lo establecido en los Términos de Referencia del presente estudio, el diseño del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda, la puesta a tierra y el uso de materiales, es tal que la salida fuera de servicio de la línea originada por descargas atmosféricas, cumpla las siguientes tolerancias máximas: Tasas de Fallas por Descargas Atmosféricas Nivel de Tensión (kv) Fallas de Origen Atmosférico de un circuito/100 km/año Por falla de blindaje Total (Ver Nota) 220 0,01 2 Nota: La tasa total de fallas está determinada tanto por fallas de blindaje (descargas sobre conductores) como por fallas debidas a contorneos inversos (descargas sobre estructuras o cables de guarda). PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 14

21 3.8.1 Criterios Generales de Cálculo a) Nivel Isoceraunico: Se considera, de forma referencial, 40 días-tormenta/año. b) Ángulo de Apantallamiento de los cables de guarda: Con el fin de asegurar el máximo apantallamiento del cable de guarda hacia los conductores, el ángulo de apantallamiento utilizado es de 5º. c) Nivel de Aislamiento: Para calcular la tasa de salidas por descargas atmosféricas se utilizó un número mínimo de aisladores (21 unidades), cuyo BIL fue corregido para la altitud de la línea de transmisión. d) Puesta a tierra: Se utiliza diferentes valores de resistencia de puesta a tierra para encontrar la sensibilidad de la tasa de salida debido a la puesta a tierra. e) Tasa total de descargas disruptivas de la línea: Será igual a la suma de las tasas de descargas disruptivas por falla del apantallamiento más las debidas a descargas inversas, esto es: S T = S N + S B f) Fallas permanentes: En general se ha considerado que, cuando ocurre una desconexión por descarga atmosférica, hay una tasa de recierre exitoso de 90%, o sea, solamente el 10% de las descargas, por descargas atmosféricas resultan en una desconexión permanente. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 15

22 3.8.2 Resultados del Cálculo El proceso de cálculo esta basado en el IEEE Standard , cuyos reportes de cálculo se muestran en el Anexo N 5. Como resultado de los cálculos se encontró que la tasa de desconexión por falla de apantallamiento es cero y se debe a que el ángulo de apantallamiento es adecuado. La tasa esperada de desconexiones permanentes /100 km-año por circuito, que ha resultado de los cálculos efectuados y para diferentes valores de puesta a tierra son los siguientes: R 60 Hz Ohm N S, desconexiones /100 km/año S T, descargas disruptivas /100 km/año 10 0,31 0, ,56 0, ,87 0, ,24 0, ,67 0,167 La tasa de desconexiones permanentes / 100 km-año que resulta de los cálculos es menor que las tasas especificadas. 3.9 Criterios de Selección de Estructuras La selección del tipo estructuras debe tomar en cuenta las facilidades de acceso existentes en la zona del proyecto, las características topográficas del terreno que atravesará la línea y las longitudes de los vanos que se presentaran a lo largo de la misma con el fin de cumplir los siguientes requerimientos generales: Mantener la distancia de seguridad mínima que debe existir entre los conductores de fase y los elementos puestos a tierra en la estructura de soporte, considerando el ángulo de oscilación máximo de las cadenas de aisladores. Se debe tomar en cuenta las distancias eléctricas mínimas para las sobretensiones de impulso, maniobra y a frecuencia industrial (60 Hz). PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 16

23 Mantener la distancia de seguridad mínima que debe existir entre los conductores de fase a mitad de vano, a fin de evitar acercamientos excesivos que provoquen descargas entre los mismos. Mantener las distancias de seguridad mínimas de los conductores de fase al terreno y a objetos o instalaciones cercanos a la línea de transmisión. Mantener la distancia de seguridad mínima necesaria entre los cables de guarda y los conductores de fase. Según el tipo y función de la estructura su dimensionamiento debe considerar las condiciones de carga que correspondan, a partir de los esfuerzos originados por: - El peso de los conductores de fase y los cables de guarda, los aisladores y sus accesorios, el peso propio de la torre y las cargas durante la fase de montaje y mantenimiento. - La presión transversal del viento sobre los conductores, los aisladores y accesorios así como sobre la propia estructura. - La fuerza transversal de los conductores de fase y los cables de guarda originada por el cambio de dirección de la línea, en el caso de estructuras de ángulos. - La tracción longitudinal de los conductores de fase y los cables de guarda, en el caso de estructuras de anclaje y terminales, así como la presión longitudinal del viento (en el sentido del eje de la línea). - Para el dimensionamiento de las estructuras se deben tomar en cuenta los factores de sobrecarga que correspondan, de acuerdo con lo establecido en el CNE Suministro. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 17

24 3.10 Criterios de Selección de Puesta a Tierra Criterios Generales La puesta a tierra en la línea de transmisión debe considerar los siguientes aspectos: Conforme a lo señalado en el apartado 3.6., el diseño de las puestas a tierra en la línea debe responder a un análisis integral del comportamiento de la línea frente a descargas atmosféricas, considerando el aislamiento de la misma, los cables de guarda y la configuración definitiva de las estructuras de soporte, a fin de no exceder las tolerancias para las salidas fuera de servicio. El comportamiento de la línea frente a descargas atmosféricas está determinado por la impedancia a tierra individual de las estructuras de la línea. De acuerdo con este hecho, algunas estructuras con puestas a tierra elevadas pueden afectar de manera negativa el comportamiento general de la línea, a pesar que las demás estructuras cuenten con puestas a tierra con valores adecuados. La puesta a tierra debe mantener un valor adecuado de las tensiones de toque y de paso en zonas transitadas por personas o animales domésticos Configuraciones de Puestas a Tierra Las configuraciones típicas cuyo uso puede ser evaluado, según el nivel de resistividad del terreno, son las que se indican a continuación: Varillas de puesta tierra, donde las condiciones del terreno hacen factible y económico su uso para alcanzar el valor objetivo de resistencia a tierra. Contrapesos horizontales enterrados en dirección longitudinal al eje de la línea donde esta alternativa resulte más conveniente o donde no sea factible el empleo de varillas. Eventualmente se puede considerar ubicar el contrapeso alrededor de la estructura con el fin de reducir las tensiones de toque y de paso en zonas transitadas. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 18

25 Configuraciones mixtas con varillas y contrapesos, contrapesos tipo pletina de cobre, o puestas a tierra capacitivas, en casos de suelos con resistividades elevadas, donde las soluciones anteriores no permitan alcanzar el valor de resistencia a tierra necesario Distancias de Seguridad Verticales Las distancias de seguridad verticales de los conductores sobre el nivel del piso serán determinadas de acuerdo con lo señalado en la Regla 232 del CNE suministro, para la máxima temperatura de diseño de la línea, sin presencia de viento; ó a 0º C, sin presencia de viento con el grosor de hielo que corresponda según el área de carga correspondiente (la que presente la mayor flecha); considerando el efecto de la elongación permanente del conductor (creep) para un periodo de 20 años. Según lo señalado en el CNE Suministro, las distancias mínimas se determinan para la máxima tensión de operación de la línea y deben considerar el ajuste correspondiente a la altitud de las instalaciones. Tomando en cuenta lo señalado, las distancias de seguridad verticales en las líneas no deben ser menores a los valores que se muestran en el Anexo Nº 6 del presente documento, las mismas que deben ser verificadas de acuerdo con lo indicado en la Regla 232 del CNE Suministro Criterios de Diseño Mecánico Presión de Viento De acuerdo al Código Nacional de Electricidad Suministro 2011, Regla 250.C., las presiones sobre los conductores y estructuras debidas al viento se calcularán de acuerdo a la siguiente formula: Pv= K V 2 Sf Donde: PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 19

26 Pv = Presión de viento en Pa K = 0,455 para las elevaciones mayores de m.s.n.m. V = Velocidad del viento en m/s Sf = Factor de forma: Sf = 1,0 para conductores Sf = 3,2 para estructuras en celosía (Regla 252.B.2.c) Así, para la máxima velocidad de viento considerada se tiene: V = 104 km/h <> 29 m/s Luego, Presión de viento sobre conductores = (0,455)*(29) 2 *1 = 383 Pa Presión de viento sobre torres = (0,455)*(29) 2 *3,2 = 1224 Pa Hipótesis de Carga del Conductor Para el cálculo mecánico del conductor se consideran las siguientes hipótesis de acuerdo a las condiciones ambientales de la zona del proyecto: HIPÓTESIS Nº 1 : TENSIÓN DE CADA DIA (EDS) Temperatura media : 8 ºC Presión del viento : 0 Pa Esfuerzo de Trabajo : 18% de carga de rotura (final) HIPÓTESIS Nº 2 : VIENTO MÁXIMO Temperatura media : 5 ºC Presión del viento : 383 Pa (104 km/h) Esfuerzo de Trabajo : < 60% de carga de rotura PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 20

27 HIPÓTESIS Nº 3 : SOLO HIELO Temperatura : 0 ºC Presión del viento : 0 Pa Espesor de Hielo : 6 mm Esfuerzo de Trabajo : < 60% de carga de rotura HIPÓTESIS Nº 4 : VIENTO MEDIO y HIELO Temperatura : 0 ºC Presión del viento : 96 Pa (52 km/h) Espesor de Hielo : 3 mm Esfuerzo de Trabajo : < 60% de carga de rotura HIPÓTESIS Nº 5 : TEMPERATURA MÁXIMA (Flecha Máxima) Temperatura máxima : 75 ºC + CREEP (*) Presión del viento : 0 Pa HIPÓTESIS Nº 6 : OSCILACION DE CADENA DE SUSPENSION Temperatura : 25 ºC Presión del viento : 290 Pa (*) El efecto CREEP debe ser considerado de forma separada Árbol de Cargas de Estructuras de Soporte Definiciones Básicas de Diseño para el Cálculo Mecánico de Estructuras. Cada tipo de estructura se diseñará en función de sus vanos característicos siguientes: PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 21

28 - Vano lateral : El vano más largo admisible de los adyacentes a la estructura, que determinan las dimensiones geométricas. - Vano viento : La semisuma de las longitudes de los vanos adyacentes. - Vano peso : La carga vertical que ejercen los conductores sobre la estructura en sus puntos de amarre dividida por la carga unitaria vertical del conductor. En el diseño de las estructuras, se tendrá en consideración el ángulo de desvío máximo admitido para los conductores Hipótesis de carga para el cálculo de las estructuras Las hipótesis para el cálculo del árbol de cargas de los diversos tipos de estructuras metálicas en celosía son las siguientes a) Estructuras de Suspensión Hipótesis A : Viento máximo transversal Presión de viento máximo transversal al eje de la línea, sobre conductores, cables de guarda y aisladores Presión de viento máximo transversal sobre la estructura Conductores y cables de guarda sanos. Hipótesis B : Viento máximo a 45 Presión de viento máximo a 45 con respecto al eje de la línea, sobre conductor, cables de guarda y aisladores. Presión de viento máximo a 45 sobre la estructura Conductores y cables de guarda sanos. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 22

29 Hipótesis C : Condición de sólo hielo Presión de viento nulo Máximo espesor de manguito de hielo Conductor y cables de guarda sanos Hipótesis D : Condición de viento medio y hielo Presión de viento medio Temperatura Espesor de manguito de hielo medio Conductor y cables de guarda sanos Hipótesis E, F y G : Rotura de conductor de fases superior, intermedia e inferior alternadamente (uno por vez). En torres de simple terna triangular: rotura de fase superior, fase inferior izquierda y fase inferior derecha alternadamente (uno por vez). En ambos casos se considera una reducción de tiro longitudinal remanente en el conductor por efecto del desplazamiento de la cadena de aisladores. Demás conductores y cables de guarda sanos Temperatura media Presión de viento nulo Hipótesis H : Rotura de cable de guarda Rotura de un cable de guarda; en donde no se considera reducción de tiro longitudinal remanente. Conductores de fase y el otro cable de guarda sanos. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 23

30 Temperatura media Presión de viento nulo Hipótesis I : Tendido de Conductor Tendido de conductor con EDS inicial, que permitirá verificar las cargas verticales sobre la cruceta. Temperatura media Presión de viento nulo La carga vertical será igual a dos veces el vano gravante, más el peso de aisladores y herrajes, más 250 kg por peso de operarios más herramientas. Hipótesis J : Tendido de cables de guarda Tendido de cables de guarda en condición EDS. Temperatura media Presión de viento nulo La carga vertical será igual a dos veces el vano gravante, más 250 kg por peso de operarios más herramientas. b) Estructura de Anclaje Angular Hipótesis A : Viento máximo transversal Presión de viento máximo transversal al eje de la línea aplicado sobre conductores de fase, cables de guarda y aisladores Presión de viento máximo transversal sobre la estructura Conductores de fase y cables de guarda sanos Hipótesis B : Condición de arranque (tiro hacia arriba) Tiro hacia arriba, en arranque (vano gravante negativo) PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 24

31 Presión de viento máximo transversal al eje de la línea aplicado sobre conductores de fase, cables de guarda y aisladores. Presión de viento máximo transversal sobre la estructura Conductores de fase y cables de guarda sanos. Hipótesis C : Condición de sólo hielo Presión de viento nulo Máximo espesor de manguito de hielo Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos Conductores de fase y cables de guarda sanos Hipótesis D : Condición de viento medio y hielo Presión de viento medio Espesor de manguito de hielo medio Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos Conductores de fase y cables de guarda sanos Hipótesis E, F y G : Rotura de fase superior, inferior derecha e inferior izquierda alternadamente (uno por vez). Temperatura media Presión de viento nulo Rotura de fase superior, fase inferior izquierda y fase inferior derecha alternadamente (uno por vez). No se considera reducción de tiro longitudinal. Otros conductores de fase y cables de guarda sanos. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 25

32 Hipótesis H : Rotura de un cable de guarda Rotura de un cable de guarda; en donde no se considera reducción de tiro longitudinal remanente. Conductores de fase y el otro cable de guarda sanos Temperatura media Presión de viento nulo Hipótesis I : Tendido de conductor El tendido se efectuará en condición EDS inicial Temperatura media Presión de viento nulo La carga vertical será igual al 75% del vano gravante, más el componente vertical por tendido de conductor (30 respecto a la horizontal) y más 250 kg por peso de operarios y herramientas. Hipótesis J : Tendido de cables de guarda El tendido se efectuará en condición EDS del cable de guarda Temperatura media Presión de viento nulo La carga vertical será igual al 75% del vano gravante, más componente vertical por tendido de cable de guarda (30 respecto a la horizontal) y más 250 kg por peso de operarios y herramientas. c) Estructura de Anclaje Angular y Terminal Hipótesis A : Viento máximo transversal PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 26

33 Presión de viento máximo transversal al eje de la línea sobre conductores, cables de guarda y aisladores. Presión de viento máximo transversal sobre la estructura. Conductores y cables de guarda sanos. Hipótesis B : Condición de arranque (tiro hacia arriba) Presión de viento máximo transversal sobre conductores, cables de guarda y aisladores. Presión de viento máximo transversal sobre la estructura. En condición de arranque, se considera vano gravante negativo Conductores y cables de guarda sanos Hipótesis C : Condición de sólo hielo Presión de viento nulo Máximo espesor de manguito de hielo Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos Conductores de fase y cables de guarda sanos Hipótesis D : Condición de viento medio y hielo Presión de viento medio Espesor de manguito de hielo medio Tensión longitudinal debido a diferencia de vanos Conductores de fase y cables de guarda sanos Hipótesis E, F y G : Rotura de fase superior, inferior derecha e inferior izquierda alternadamente (uno por vez). Rotura de conductor de fase superior, fase inferior derecha y fase inferior izquierda alternadamente (uno por vez). PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 27

34 En ambos casos se considerará el 100% de tiro longitudinal remanente de la rotura del conductor de fase. Demás conductores y cables de guarda sanos Temperatura media Presión de viento nulo Hipótesis H : Rotura del cable de guarda Rotura de un cable de guarda, en donde no se considera reducción de tiro longitudinal remanente. Conductores de fase y el otro cable de guarda sanos Temperatura media Presión de viento medio Hipótesis I : Tendido de conductor El tendido del conductor se efectuará en condición EDS inicial. Temperatura media Presión de viento nulo La carga vertical será igual al 75% del vano gravante, más el componente vertical por tendido de conductor (30 respecto a la horizontal) y más 250 kg por el peso de operarios y herramientas. Hipótesis J : Tendido de cables de guarda El tendido se efectuará en condición EDS del cable de guarda Temperatura media Presión de viento nulo PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 28

35 La carga vertical será igual al 75% del vano gravante, más el componente vertical por tendido de cable de guarda (30 respecto a la horizontal) y más 250 kg por peso de operarios y herramientas Factores de Sobrecarga Se tomará como referencia el Nuevo Código Nacional de Electricidad para el caso de grado de construcción tipo B, (Art Tabla 253-1), esto es: - Cargas Verticales : 1,50 - Cargas Transversales debido al viento : 2,50 - Cargas Transversales debido a la tensión : 1,65 - Cargas Longitudinales en suspensión : 1,10 - Cargas Longitudinales en anclajes : 1, Factores de Resistencia para Estructuras El Código Nacional de Electricidad (Tabla 261-A) establece que los valores de sobrecarga dados en el ítem anterior deberán ser utilizados con el siguiente factor de resistencia: - Estructuras Metálicas : 1, Criterios de Diseño de Obras Civiles Normas Los criterios de diseño a seguir para el cálculo de las fundaciones de estructuras de las Líneas de Transmisión, se regulan con las normas y códigos peruanos vigentes, y normas internacionales complementarias; entre las cuales podemos mencionar: Norma Técnica de Edificación NTE Concreto Armado Comentarios Norma Técnica de Edificación NTE Diseño Sismorresistente Norma Técnica de Edificación NTE Suelos y Cimentaciones American Concrete Institute ACI-318/99 PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 29

36 American Institute of Steel Construction AISC American Society for Testing and Materials - ASTM Selección del tipo de fundación La selección del tipo de cimentación tomará en cuenta la naturaleza y capacidad portante del suelo de fundación, y la magnitud de las cargas que serán aplicadas sobre las fundaciones. En aquellos lugares donde se presenten suelos de capacidad portante adecuada o donde exista roca fracturada, se usará una fundación de concreto armado conformada por un pedestal y su respectiva zapata. Los lugares donde se presente roca fija sin alterar, se usará una fundación mediante un bloque de concreto armado Diseño de fundación Para las estructuras metálicas tipo celosía las fundaciones serán dimensionadas tomando en cuenta las cargas actuantes sobre ellas, la capacidad portante del terreno, los códigos de diseño mencionados y los criterios indicadas a continuación: - Datos de la geometría de la base de las torres - El espaciamiento de las patas de las estructuras de acero en el punto donde las cargas son transferidas a la cimentación. - La pendiente de las patas de las torres. - El tamaño y características de los perfiles angulares que constituyen los stub. - Las cargas de diseño a considerar serán las proporcionadas por los resultados del cálculo estructural de las torres. - El tipo de cimentación de cada torre, será verificado basado en las cargas de compresión y tracción actuantes, con sus esfuerzos longitudinal y transversal PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 30

37 asociados, para las condiciones más críticas halladas. Asimismo el tipo de cimentación de cada torre, será verificado basado en la capacidad portante y características del suelo. Para la cimentación en terreno normal, cada una de las patas de la torre consistirá de una cimentación de concreto armado, la cual consta de una zapata cuadrada con forma de pirámide truncada desde la cual sale un pedestal que sobresale del terreno una longitud mínima de 30 cm. Embebido en este pedestal se instalará el stub, siendo éste último la extensión de la pata de la torre dentro de la cimentación. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 31

38 4.0 LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220KV PUNO JULIACA - AZANGARO 4.1 Coordenadas del Trazo de Ruta preliminar COORDENADAS UTM WGS84 VERTICE Distancia Distancia ESTE NORTE COTA Parcial (m) Acumulada (m) (m) (m) (m.s.n.m.) SE PUNO V-1A V-2A V-3A V-4A V-5A SE JULIACA V-1B V-2B V-3B V-4B V-5B V-6B V-7B V-8B V-9B V-10B V-11B V-12B V-13B V-14B V-15B V-16B V-17B V-18B V-19B V-20B V-21B V-22B V-23B SE AZANGARO El trazo de ruta se muestra en el Anexo N 2, plano N 9539-LT-001 a escala 1/ Así mismo, en el Anexo N 2 se muestran las vistas de los vértices del trazo de ruta tomadas del Google Earth. PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 32

39 4.2 Conductor de la Línea Características Técnicas del Conductor de la Línea Considerando los criterios técnicos definidos se ha efectuado una elección preliminar del conductor que resultaría adecuado para la línea, conforme se puede apreciar en el Anexo Nº 3, y a partir de la misma se concluye que tendría las siguientes características: Denominación : ACAR (Conductor de Aluminio Reforzado con Aleación de Aluminio) Sección nominal : 2x900 MCM Sección transversal : 2x456 mm 2 Configuración - Aluminio 1350-H19 : 33 x 3,96 mm - Aleación de Aluminio 6201-T81 : 4 x 3,96 mm Diámetro total del cable : 27,74 mm Resistencia eléctrica DC a 20ºC : 0,0641 Ohm/km Peso : 1257 kg/km Coeficiente de variación de la resistencia: 0, ºC -1 Carga de rotura : 7694 kg Módulo de Elasticidad : 56,33 N/mm 2 La selección del conductor y las características del mismo tienen carácter referencial. En tal sentido, corresponde a la Sociedad Concesionaria efectuar la selección definitiva del conductor de la línea Capacidad del Conductor y Nivel de Pérdidas De acuerdo con los resultados obtenidos, las temperaturas y potencias de trabajo aproximadas del conductor de la línea serían las que se indican a continuación: PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 33

40 Tensión de Condición Temperatura Capacidad del Conductor Servicio de Conductor Conductor kv Operación ºC Amperios MVA ACAR 2x900 mm Normal 57, Asimismo, de acuerdo los resultados preliminares el nivel de pérdidas, a 75 ºC, sería menor o igual al 3,0%; sin embargo este porcentaje debe ser verificado al momento de ejecutarse el proyecto considerando las características definitivas del conductor y la longitud final de la línea. 4.3 Cables de Guarda Tomando en cuenta los criterios de diseño definidos para el cable de guarda y las características de la zona del proyecto, así como experiencias de operación de líneas existentes en la misma, se ha previsto el empleo de dos cables de guarda, uno del tipo convencional y otro de fibra óptica, con las características referenciales que se indican a continuación: a) Cable de Guarda de Acero Galvanizado Tipo de cable : Acero Galvanizado EHS 70 mm2 Sección : 73,87 mm2 Número de hilos : 7 Diámetro del cable : 11,11 mm Peso : 593,8 kg/km Tiro de rotura : 92,523 kn b) Cable de Guarda de Fibra Óptica (OPGW) Diámetro nominal del cable : 14,00 mm Aproximación total de la sección : 115,2 mm2 Armadura exterior : con hilos de alumoweld y aleación de aluminio Peso aproximado del cable : 641 kg/km PEPSA TECSULT - PROYECTOS ESPECIALES PACIFICO S.A. 34