Vigencia: ANEXO 1.1.3. CRITERIOS DE DISEÑO DE ]/[ LÍNEAS ...

PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO

ANEXO 1.1.3. CRITERIOS DE DISEÑO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

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CONTENIDO

1. OBJETIVO Y ALCANCES ............................... ....................................................... 2 2. NORMAS Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS APLICABLES ..... ......................... 2 3. PARAMETROS PARA EL DISEÑO ......................... ............................................... 3

3.1 Datos del Sistema de Transmisión ................................................................ 3 3.2 Requisitos Eléctricos ..................................................................................... 3 3.3 Pérdidas Joule ............................................................................................... 5 3.4 Coordinación de la Aislamiento ..................................................................... 5 3.5 Emisión Electromagnética ........................................................................... 10 3.6 Requerimientos Mecánicos ......................................................................... 11 3.7 Cargas mecánicas sobre las estructuras ..................................................... 14 3.8 Dispositivos amortiguadores de vibraciones eólicas .................................... 14 3.9 Fundaciones ................................................................................................ 15 3.10 Requisitos electromecánicos ....................................................................... 15

4. IMPLEMENTACIÓN DE PUNTOS DE MONITOREO DE FORMACIÓN DE

HIELO ................................................................................................................... 16



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1. OBJETIVO Y ALCANCES

Los presentes Criterios Generales de Diseño de Líneas de Transmisión tienen por

objeto orientar en su trabajo a los proyectistas de ampliaciones del Sistema de

Transmisión Troncal Nacional (STTN) y Sistema de Transmisión Troncal Regional

(STTR).

Estos Criterios se aplican al diseño de Líneas de Transmisión y preparadas para operar

en tensiones normalizadas desde 220 kV hasta 500 kV para las Troncales Nacionales y

138 kV y 220 kV para las Troncales Regionales, que se proyecten como nuevas

instalaciones o ampliaciones de las subestaciones existentes en el Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional.

Los lineamientos aquí recomendados corresponden a la etapa posterior a la de diseño

conceptual, una vez que han sido completados los análisis técnico-económicos que

permitieron definir la obra y sus principales características.

2. NORMAS Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS APLICABLES

No obstante las pautas y criterios que se desarrollan en este documento así como

respecto del contenido de las Normas y Guías referenciales que abajo se detallan, los

proyectistas de ampliaciones de STTN y del STTR deben considerar que el Código

Nacional de Electricidad – Suministro vigente, tiene mayor jerarquía y precede a

cualquier criterio ó recomendación incluida en este documento y en las referencias

indicadas.

Las referencias principales que han sido consultadas para la elaboración de esta Guía,

son:

• IEC 60826 Design Criteria of Overhead Transmission Lines – 3ra Edición – 2003.

• ASCE 74 - Guidelines for Electrical Transmission Lines Structural Loading –

1991.



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• Probabilistic Design of Overhead Transmission Lines- Brochure 178 Cigre WG

22.06 – 2001.

3. PARAMETROS PARA EL DISEÑO

3.1 Datos del Sistema de Transmisión

Los datos propios del Sistema de Transmisión en los niveles de 500 kV, 220 kV y 138

kV son:

• Tensión Nominal: 500 kV.

• Rango de Tensión en operación en estado normal: 475-525 kV.

• Máxima Tensión de Servicio: 550 kV

• Frecuencia Nominal: 60 Hz.



• Máxima Tensión de Servicio: 242 kV.




• Máxima Tensión de Servicio: 145 kV.


3.2 Requisitos Eléctricos

3.2.1 Capacidad de corriente de las fases

Toda línea de transmisión integrante de STTN y del STTR deberá diseñarse para una

temperatura del conductor de fase de 75°C. Esto imp lica que las distancias mínimas de

seguridad a terreno natural, cruces de rutas, caminos, cursos de agua, vías ferroviarias

y otras requeridas por el CNE y/ó por los documentos contractuales de la licitación,



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deben ser plenamente respetadas a dicha temperatura. Con el fin de asegurar que las

distancias mínimas mencionadas se logren una vez finalizada la obra, el Contratista

adoptará una reserva mínima de 0,30 m durante la etapa de distribución de estructuras

con el objeto de contemplar errores del relevamiento, errores que puedan producirse

durante el tendido y flechado de los cables, tolerancias en el posicionamiento de las

estructuras, etc.

Aunque la potencia de transmisión requerida en el Contrato ó Pliego licitatorio se

verifique para temperaturas del conductor menores a 75°C, la línea deberá poder

operar a solo requerimiento del COES, hasta el límite térmico mencionado. La Potencia

Nominal de la línea será determinada considerando:

a) La temperatura máxima media de la región de implantación de la línea.

Corresponde al promedio de las máximas anuales durante un período mínimo de

10 años.

b) Radiación solar máxima.

c) Brisa mínima de 0,6 m/s perpendicular al conductor.

El cálculo de capacidad de corriente será realizado mediante los modelos matemáticos

de la norma IEEE 738 “Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare

Overhead Conductors”.

Sin embargo, la Potencia Nominal de la línea así determinada no constituye un límite ni

una restricción a la capacidad de transmisión. En efecto, en condiciones climáticas más

favorables que las establecidas arriba, el COES podrá solicitar operar con una potencia

superior, en tanto se respeten las distancias de seguridad mínimas mencionadas.

3.2.2 Accesorios, conexiones y ferretería

Los accesorios y demás componentes correspondientes a la ferretería del conductor

deben dimensionarse térmicamente de modo de no crear restricciones a la operación

de la línea.

3.2.3 Capacidad de corriente de los cables de guarda

En las condiciones climáticas establecidas en 3.2.1, los cables de guarda deben ser

capaces de resistir sin daño la circulación de la corriente de corto circuito monofásico



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franco (ó la parte proporcional que le corresponda según distribución de la corriente de

falla entre los cables de guarda) en cualquier estructura de la línea, con una duración

según se defina en los documentos licitatorios correspondientes. A modo de referencia,

esta duración podrá estar en el rango de 0,3-0,5 s en sistemas de 500 kV y 0,5-0,8 s en

líneas de menor tensión, según los tiempos de actuación y despeje de las protecciones

y equipos de maniobra. Todas las líneas de transmisión, a partir de la fecha de entrada

en vigencia de estos requerimientos, tendrán al menos un cable de guarda del tipo

Optical Ground Wire – OPGW.

3.3 Pérdidas Joule

Las pérdidas Joule en los conductores de fase deben ser mantenidas dentro de límites

aceptables. El Contratista determinará dichas pérdidas para la Potencia Nominal y

factor de potencia unitario de la línea y con la resistencia eléctrica de los cables

calculada a 75°C. Las pérdidas Joule en los cables de guarda no superarán el 5% de

aquellas correspondientes al conductor, para cualquier condición de operación

3.4 Coordinación de la Aislamiento

La coordinación de la aislamiento deberá ser establecida siguiendo lo prescrito por la

norma IEC 60071 – 1 Parte 4, lo indicado en el ítem 3.0 del Anexo 1.1.1 : “Criterios de

Diseño de Sistema de Transmisión”, y lo indicado en el presente documento.

El aislamiento de la línea de transmisión deberá ser verificada para:

• Sobretensión a frecuencia industrial.

• Sobretensiones de maniobra.

• Sobretensiones de impulso atmosférico.

• Distancia de fuga.

De otro lado, el nivel de aislamiento, deberá tomar en cuenta la práctica y experiencia

de líneas de transmisión construidas en zonas similares del Perú, no debiendo ser

menor a este.



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3.4.1 Aislamiento para tensión máxima de servicio

Para dimensionar el aislamiento de la línea de transmisión, las distancias mínimas a las

partes de la estructura puestas a tierra ó aquella entre conductores correspondientes a

distintos soportes, debe considerarse la declinación de la cadena de aisladores por

efecto del viento máximo de diseño requerido, el cual no tendrá un período de retorno

menor a 30 años.

El voltaje crítico de aislamiento bajo condiciones de sobretensión a frecuencia industrial

(VFI50), se determina evaluando la siguiente expresión:

Donde:

VM: Tensión máxima operativa fase-tierra

δ: Densidad relativa del aire

σ: Desviación estándar del 3%

Los valores de distancia mínima conductor-estructura lateral en aire serán obtenidos de

la figura 10.6.1 “AC flashover strength of large air gaps” (curva Conductor to Tower Leg)

del EPRI “Transmissión Line Reference Book 345 kV and Above”

3.4.2 Aislamiento por distancia de fuga

La distancia de fuga mínima de la cadena deberá ser determinada mediante IEC 60815

y lo indicado en el Anexo 1.1.1 : “Criterios de Diseño de Sistemas de Transmisión”.

3.4.3 Aislamiento para sobretensiones de maniobra

El nivel de sobretensión adoptada para el dimensionamiento de las distancias eléctricas

de las estructuras, deberá ser igual o mayor que el nivel de sobretensiones de

maniobra indicado por los estudios de transitorios y el cálculo propuesto en el presente

ítem.



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Por otro lado, el voltaje crítico por sobretensión de maniobra (VSM50), que deberá

soportar la cadena de aisladores en la línea de transmisión, se determina evaluando la

siguiente expresión:

Donde:

VM: Sobretensión de maniobra máxima fase a tierra

δ: Densidad relativa del aire

σ: Desviación estándar del 6%

Las distancias mínimas fase-tierra necesarias en la estructura para sobretensiones de

maniobra se obtienen de la fórmula presentada en el EPRI “Transmissión Line

Reference Book 345 kV and Above”

De esta fórmula se obtiene el valor del espaciamiento mínimo en aire (D), la cual es

función de la soportabilidad mínima requerida para sobretensiones de maniobra

(VSM50), y el factor KSM.

El factor KSM es 1,45 para la distancia fase tierra del conductor - estructura lateral, y

1,25 para conductor-ventana de la estructura, según la norma IEC 60071-2 Anexo G

tabla G.1.

En cuanto a los riesgos de falla fase-tierra como fase-fase, se deberá considerar las

pautas indicadas en el Anexo 1.1.1 : “Criterios de Diseño de Sistemas de Transmisión”.



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3.4.4 Aislamiento a sobretensiones de impulso atmosféric o

El Nivel Básico de Impulso (BIL) determina el número de aisladores para que se evite

descargas disruptivas debido a sobretensiones de impulso atmosférico.

El cálculo del CFO (Critical Flashover Overvoltage), se realizará por la metodología del

EPRI “Transmission Line Reference Book: 345kV and Above”

Donde:

BIL: Nivel básico de impulso

δδδδ: Densidad relativa del aire

σσσσ: Desviación estándar del 3%

De acuerdo al valor del CFO50 se selecciona el número de aisladores según norma

ANSI C29.1.1976 (seleccionando el valor más crítico entre las tensiones de onda

positiva y negativa)

3.4.5 Desempeño frente a descargas atmosféricas

El número total de fallas ocasionadas por sobretensión de origen atmosférico deberá

ser menor ó igual a los indicados en la tabla siguiente. Ver Información adicional en el

Anexo 1.1.1 : “Criterios de Diseño de Sistemas de Transmisión”.



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Tabla 1 – Tasas de Fallas por descargas atmosférica s

Nivel de Tensión

(kV)

Fallas de Origen Atmosférico

de un circuito/100 km/año

Por falla de blindaje Total (Ver Nota)

138 0,02 ≤ 3

220 0,01 ≤ 2

500 0,01 ≤ 1

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).

3.4.6 Reducción de fallas simultáneas ante descargas atm osféricas en líneas de

doble circuito

Para el caso de líneas de transmisión de doble circuito, se deberá minimizar las salidas

simultáneas de ambos circuitos; por esta razón, se deberán emplear estructuras

independientes por circuito (dos estructuras de simple terna) cuando la línea de

transmisión recorra las siguientes zonas:

- Zonas andinas de altitud mayor a 4000 msnm.

- Zonas de selva (alta ó baja).

- Zonas con nivel isoceraúnico a partir de 50.



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3.5 Emisión Electromagnética

3.5.1 Efecto Corona

Deberá verificarse que el valor máximo de gradiente superficial en los conductores, no

supere los siguientes valores de gradientes críticos:

• 16 kVrms/cm, en región costa con altitudes hasta 1 000 msnm.

• 18,5 kVrms/cm, en región selva con altitudes hasta 1 000 msnm.

• 18,5 kVrms/cm, en las zonas con altitud mayor a 1 000 msnm. Este valor está

referido al nivel del mar por lo que deberá corregirse por altitud.

3.5.2 Radio Interferencia

Se deberá cumplir con lo establecido en 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

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.

3.5.3 Ruido Audible

El ruido audible en el límite de la faja de servidumbre deberá cumplir con lo indicado en

el CNE Utilización vigente, correspondiente a zona residencial.

3.5.4 Campo Eléctrico

El campo eléctrico medido a un metro del nivel de suelo y al límite de la faja de

servidumbre, deberá cumplir con lo indicado en CNE Suministro vigente,

correspondiente a exposición poblacional.



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3.5.5 Campo Magnético

El campo magnético medido a un metro del nivel del suelo y al límite de la faja de

servidumbre, deberá cumplir con lo indicado en el CNE Suministro vigente,

correspondiente a exposición poblacional.

3.5.6 Desequilibrios y Transposiciones

Independientemente del cálculo de desequilibrios de tensión de secuencia negativa y

cero, las líneas de transmisión a partir de una longitud de 70 km y hasta 250 km

deberán ser transpuestas mediante un ciclo completo de transposición, compuesta por

3 transposiciones simples, a las longitudes de 1/6, 3/6 y 5/6 del extremo de la línea.

Para líneas de más de 250 km deberán efectuarse dos ciclos de transposiciones

completas, compuestas por transposiciones simples a las longitudes de 1/12; 3/12;

5/12; 7/12; 9/12 y 11/12 del extremo de línea. En caso de líneas de doble circuito, los

ciclos de transposición deberán realizarse en sentidos opuestos.

3.6 Requerimientos Mecánicos

El proyecto mecánico de una línea de transmisión será desarrollado acorde con la IEC

60826-1. No obstante las pautas y criterios que se desarrollan a lo largo de este

documento así como respecto del contenido de las Normas y Guías que se indiquen a

modo de referencia, los proyectistas de ampliaciones de STN y del STR deben

considerar que el Código Nacional de Electricidad – Suministro vigente, tiene mayor

jerarquía y precede a cualquier criterio ó recomendación incluida en este documento y

en las referencias indicadas.

3.6.1 Confiabilidad .

El CNE Suministro vigente considera el modelo determinístico para obtener las cargas

a la cual estarían sometidos los componentes de las líneas de transmisión.

En caso el proyectista opte por emplear la metodología probabilística, amparándose

(previa aprobación de la Dirección General de Electricidad) de lo previsto en la Regla

“Excepciones” del CNE Suministro vigente, el nivel de confiabilidad del proyecto,



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expresado por el período de retorno de la velocidad de viento extremo adoptado para el

diseño, será seleccionado de acuerdo con las pautas siguientes:

a) Para líneas de tensión nominal igual ó inferior a 220 kV, se adoptará una

velocidad de viento equivalente a un período de retorno de 100 años.

b) Para líneas de tensión superior, se adoptará una velocidad de viento equivalente

a un período de retorno de 200 años.

c) Si para una región determinada no existe suficiente cantidad de registros

meteorológicos como para determinar mediante análisis y extrapolación

estadística velocidades de un determinado período de retorno, se considerarán

los criterios que se indican a continuación:

d) Las velocidades de viento indicadas en CNE Suministro vigente para una región

determinada, deben considerarse valores mínimos de diseño, representativos de

un período de retorno – PR – de 50 años. Denominaremos a este velocidad V50.

e) Para obtener velocidades de otros períodos de retorno, se aplicará la tabla

siguiente:

Tabla 2 – Velocidades de viento para distintos perí odos de retorno

Período de Retorno

[años] Velocidad de viento Observaciones

50 V50 acorde a CNE - -

100 V50 x factor1 - -

200 V50 x factor2 - -

f) Como valor mínimo para factor1, se adoptará 1,06. De modo similar, para factor2

se adoptará un valor de 1,12. Un especialista en meteorología podrá recomendar

valores distintos a los indicados, en tanto resulten más representativos de la

región en cuestión y en la medida que sean mayores a los indicados en la tabla.

3.6.2 Parámetros de viento

En regiones en las cuales se cuente con registros confiables de estaciones

meteorológicas de al menos 15 años consecutivos, se podrá realizar una evaluación

estadística de los datos con el fin de obtener valores extremos de un PR determinado.



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En el tratamiento de los datos, debe contemplarse cuidadosamente zonas de túneles

de viento y la eventual ocurrencia de fenómenos de características severas. Los

parámetros que se indican a continuación, deben ser obtenidos a partir de datos

suministrados por estaciones equipadas con anemocinemógrafos cuyos registros

representen la región atravesada por la línea de transmisión:

a) Valor medio y coeficiente de variación (en porcentual) de las series de

velocidades máximas anuales de viento a 10 m de altura, con tiempos de

integración del valor medio de 3 segundos – valor de ráfaga – y 10 m – viento

medio-.

b) Velocidad máxima anual a 10 m de altura, la cual tiene un PR acorde con Tabla

2 para períodos de integración del valor medio de 3 segundos – valor de ráfaga –

y 10 m – valor del viento medio -. Si el número de años de registro fuese

insuficiente, en la estimación de VPR (velocidad de diseño de un cierto período de

retorno) debe contemplarse un coeficiente de variación compatible con series de

datos más extensas.

c) El coeficiente de ráfaga a 10 m de altura, es decir la relación V3´´/V10´.

d) La categoría de terreno adoptada para el sitio en el cual se obtuvieron los

registros. En este sentido, debe considerarse la categoría de terreno definida en

IEC 60826-1 que mejor se adapte a las características del trazado de la línea de

transmisión.

3.6.3 Cargas mecánicas sobre los cables

Los límites de uso o estados tensionales de los cables son principalmente dos:

a) Tensión de tracción máxima para la hipótesis de mayor solicitación.

b) Tensión de larga duración ó de control antivibratorio.

En cuanto a límites de tensiones máximas del conductor, es de aplicación la

recomendación establecida en el CNE Suministro vigente:

• Tensión máxima del cable en las hipótesis de mayor solicitación: ≤ 60% de la

carga de rotura nominal del cable.

Respecto a límites antivibratorios, el CNE Suministro vigente recomienda:



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• Tensión inicial, en condición EDS, 25°C sin viento : ≤ 25% de la resistencia

nominal de rotura.

• Tensión final, en condición EDS, 25°C sin viento: ≤ 20% de la resistencia

nominal de rotura.

3.7 Cargas mecánicas sobre las estructuras

Las hipótesis de cargas deben representar adecuadamente la región atravesada por el

trazado. El proyectista deberá considerar cuidadosamente todos los requerimientos

establecidos en CNE Suministro vigente; No obstante, también deberá contemplar:

a) Cuando se trate de estructuras metálicas reticuladas, es obligatorio establecer al

menos una hipótesis de viento diagonal a 45° ó 50° respecto del eje transversal,

según las características geométricas del cuerpo de la torre.

b) Para las torres de suspensión, en todos los casos, deberá plantearse una

hipótesis de contención de fallas ante caída de torre adyacente. Como mínimo,

la hipótesis contemplará la aplicación de tiros longitudinales desequilibrados en

todas las fases equivalente cada uno de ellos al 20% de la tensión de

temperatura media anual. En cada uno de los puntos de sujeción de cables de

guardia, se aplicará un tiro mínimo de 2000 kg.

c) La hipótesis indicada en b) complementa y no sustituye cualquier otra hipótesis

de desequilibrio longitudinal aplicable en uno solo de los puntos de sujeción de

fases, hipótesis normalmente conocida como de rotura de fase.

3.8 Dispositivos amortiguadores de vibraciones eólica s

Todas las líneas de transmisión, tanto para los conductores de fase como para los

correspondientes cables de guarda, deberán contar con dispositivos que amortigüen las

vibraciones eólicas, los cuales deberán demostrar su eficiencia y capacidad para

amortiguar los diferentes tipos de vibraciones eólicas, sin perder sus características de

amortiguamiento y sin causar daños a los cables. El proyecto de amortiguamiento debe

contemplar el diseño y luego las respectivas mediciones para validar el funcionamiento

y eficiencia del sistema propuesto por un período no inferior a 50 años.



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3.9 Fundaciones

El proyecto de fundaciones debe considerar los criterios de coordinación de falla, que

establecen que las fundaciones deben ser el último componente en la cadena de fallas.

Las fundaciones deben ser proyectadas contemplando apropiadamente los parámetros

geomecánicos de los distintos suelos a lo largo del trazado, los cuales deben ser

determinados por un especialista geólogo ó similar.

3.10 Requisitos electromecánicos

3.10.1 Descargas atmosféricas

Los cables de guarda de cualquier tipo y formación, deberán tener un desempeño

frente a descargas atmosféricas igual ó superior al cable de acero galvanizado EHS de

diámetro 9,53 mm.

Todos los elementos sujetos a descargas atmosféricas directas, incluidos conjuntos

flexibles de estructuras atirantadas (tipo Cross-rope ó Chainette), cables OPGW, etc, no

deberán sufrir deterioro de sus capacidades mecánicas por encima de lo que indican

las normativas usuales de ensayos y recepción de componentes.

3.10.2 Corrosión

La estabilidad estructural de los soportes de la línea de transmisión y el buen

funcionamiento del sistema de puesta a tierra deben ser mantenidos durante la vida útil

de la línea. La empresa responsable del proyecto, deberá elaborar estudios que

permitan prevenir los efectos relacionados con la corrosión, tanto de los suelos como

del propio medio ambiente por el cual transcurre la línea. La clase de galvanizado ó

recubrimiento de protección, será compatible con la agresividad del medio ambiente,

particularmente en zonas próximas al mar como en regiones en las cuales el impacto

industrial sea considerado relevante.



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4. IMPLEMENTACIÓN DE PUNTOS DE MONITOREO DE FORMACIÓN DE HIELO

Para líneas ubicadas a más de 4000 msnm, se deberá implementar un sistema para el

control y medición de la acumulación de hielo, instalándose conductores en dos

ubicaciones diferentes de la línea que permitan la toma de datos respecto a la

formación de hielo en conductores y cable de guarda (grosor radial de hielo, densidad y

otros).

El Concesionario efectuará las coordinaciones con el SENAMHI y con OSINERGMIN, a

fin de que dichas estaciones cumplan con los requerimientos necesarios. La

información de las estaciones estará a disposición del MEM a fin de contribuir a una

mayor precisión de las condiciones climatológicas extremas indicadas en el CNE

Suministro vigente.

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