2.Informe III

ELABORACIN DEL ANTEPROYECTO LNEA DE 220KV MACHUPICCHU-QUENCORO-ONOCORA-TINTAYA Y AMPLIACIN DE SUBESTACIONES

VOLUMEN 1 Memoria DescriptivaEspecificaciones Tcnicas de Equipos y MaterialesMetrado y Presupuesto Referencial

EDICION FINAL

julio 2 010

Lima - Per

S.E. Shelby 50/10 kV

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Anteproyecto: Lnea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliacin de Subestaciones

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NDICE

1. INTRODUCCIN 1.1 OBJETIVO 1.2 UBICACIN 1.3 ANTECEDENTES 1.4 ALCANCES DEL ANTEPROYECTO

2. INFORMACIN OBTENIDA 2.1 INFORMACIN GENERAL EN EL REA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO 2.2 INFORMACIN ESPECFICA DEL PROYECTO 2.3 VISITA A CAMPO 2.4 EVALUACIN DE LA INFORMACIN OBTENIDA 2.5 RECOMENDACIONES 2.6 NORMAS Y DOCUMENTOS A SER APLICADOS

3. CRITERIOS DE DISEO Y DESCRIPCIN DE SUBESTACIONES 3.1 CONFIGURACIN DE BARRAS 3.2 SISTEMA INTEGRADO DE PROTECCIN Y CONTROL

3.2.1 Criterios generales recomendados para estandarizacin 3.2.2 Lineamientos bsicos para la definicin de las funciones de proteccin 3.2.3 Control y proteccin de lneas de enlace en 220/138 kV 3.2.4 Control y proteccin del transformador/reactor de potencia 3.2.5 Proteccin del sistema de barras

3.3 SISTEMA DE MEDICIN 3.4 SISTEMA DE CONTROL, MANDO Y COMUNICACIONES DE LAS SUBESTACIONES

3.4.1 Sistema de comunicaciones 3.4.2 Descripcin del sistema de control y mando de las subestaciones 3.4.3 Descripcin del Centro de Control

3.5 SERVICIOS AUXILIARES 3.5.1 Celdas en 220 y 138 kV en las SS.EE. de Suriray, Tintaya y Quencoro existente 3.5.2 Subestacin Quencoro 220/138/10.5 kV

3.6 CLCULO DE BARRAS 3.6.1 Ampacidad y capacidad trmica de conductores en 138 kV - SE Quencoro Existente 3.6.2 Ampacidad y capacidad Trmica de conductores en SE Nueva Quencoro

3.7 COORDINACIN DEL AISLAMIENTO 3.7.1 Clculo de coordinacin de aislamiento 3.7.2 Seleccin del Pararrayos 3.7.3 Distancias Mnimas

4. CRITERIOS DE DISEO Y DESCRIPCIN DE LNEAS DE TRANSMISIN. 4.1 RUTA DE LA LNEA DE TRANSMISIN

4.1.1 Coordinaciones preliminares e informacin utilizada 4.1.2 Criterios y seleccin de la ruta de la lnea 4.1.3 Estudios ambientales, arequeolgicos y trmites ante el MINAM e INC

4.2 DESCRIPCIN Y CARACTERSTICAS DE LAS LNEAS DE TRANSMISIN 4.3 CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LA LNEA DE TRANSMISIN

4.3.1 Criterios generales a ser considerados 4.3.2 Parmetros Elctricos de la Lnea de Transmisin 4.3.3 Capacidad Trmica de Conductores debido al Cortocircuito 4.3.4 Capacidad Trmica de Conductores 4.3.5 Prdidas Elctricas 4.3.6 Prdidas Joule 4.3.7 Prdidas de Energa

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4.4 SELECCIN DEL AISLAMIENTO 4.4.1 Seleccin y Descripcin 4.4.2 Aislacin Necesaria por Contaminacin 4.4.3 Aislacin Necesaria por Sobretensiones a Frecuencia Industrial 4.4.4 Aislacin Necesaria por Sobrevoltajes de Maniobra 4.4.5 Aislacin Necesaria por Sobretensiones de Impulso 4.4.6 Cantidad de Aisladores

4.5 SELECCIN Y DISEO DE LAS ESTRUCTURAS SOPORTE 4.5.1 Seleccin del Tipo de Estructura Soporte 4.5.2 Distancias Mnimas de Seguridad 4.5.3 Hiptesis de Clculo Mecnico de Conductores

4.6 PRESTACIN DE ESTRUCTURAS 4.7 SELECCIN Y DISEO DE LAS PUESTAS A TIERRA

5. ESPECIFICACIONES TCNICAS DE SUBESTACIONES 5.1 EQUIPOS DE TRANSFORMACIN Y COMPENSACIN

5.1.1 Alcance 5.1.2 Normas 5.1.3 Tipo 5.1.4 Lmites de aumento de temperatura 5.1.5 Ncleos 5.1.6 Devanados 5.1.7 Tanques 5.1.8 Sistema de preservacin de aceite 5.1.9 Sistema de enfriamiento 5.1.10 Cambiadores de tomas del transformador 5.1.11 Bujes terminales 5.1.12 Gabinete de control 5.1.13 Vlvulas 5.1.14 Accesorios principales del transformador 5.1.15 Dispositivos auxiliares del transformador 5.1.16 Aceite 5.1.17 Pintura 5.1.18 Pruebas 5.1.19 Tabla de datos tcnicos

5.2 INTERRUPTORES DE POTENCIA 5.2.1 Alcance 5.2.2 Normas 5.2.3 Tipo 5.2.4 Requisitos 5.2.5 Mecanismo de operacin 5.2.6 Accesorios 5.2.7 Tabla de datos tcnicos

5.3 SECCIONADORES 5.3.1 Alcance 5.3.2 Normas 5.3.3 Tipo 5.3.4 Mecanismo de operacin 5.3.5 Accesorios 5.3.6 Tabla de datos tcnicos

5.4 TRANSFORMADORES DE TENSIN 5.4.1 Alcance 5.4.2 Normas 5.4.3 Tipo y construccin 5.4.4 Accesorios 5.4.5 Tabla de datos tcnicos

5.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 5.5.1 Alcance 5.5.2 Normas 5.5.3 Tipo y construccin 5.5.4 Dispositivos de proteccin

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5.5.5 Accesorios 5.5.6 Tabla de datos tcnicos

5.6 PARARRAYOS 5.6.1 Alcance 5.6.2 Normas 5.6.3 Caractersticas generales 5.6.4 Accesorios 5.6.5 Tabla de datos tcnicos

5.7 CELDAS EN MEDIA TENSION METALCLAD 5.7.1 Alcance 5.7.2 Normas 5.7.3 Caractersticas generales 5.7.4 Equipamientos de las celdas a suministrar 5.7.5 Pruebas

5.8 SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES 5.8.1 Alcance 5.8.2 Normas 5.8.3 Caractersticas 5.8.4 Equipamiento 5.8.5 Sistema de iluminacin

5.9 SISTEMA DE CONTROL, MANDO, MEDICIN Y PROTECCIN 5.9.1 Alcance 5.9.2 Normas 5.9.3 Caractersticas generales 5.9.4 Control y proteccin de lneas de enlace en 220/138 kV 5.9.5 Control y proteccin del autotransformador/reactor de potencia 5.9.6 Proteccin del sistema de barras 5.9.7 Sistema de medicin 5.9.8 Sistema de comunicaciones de las subestaciones 5.9.9 Centro de Control 5.9.10 Aspectos Constructivos 5.9.11 Tableros a ser Suministrados 5.9.12 Pruebas

5.10 SISTEMA DE BARRAS 5.10.1 Objetivo 5.10.2 Normas aplicables 5.10.3 Conductores y Accesorios 5.10.4 Aisladores y Accesorios 5.10.5 Prticos 5.10.6 Pruebas

5.11 PUESTA A TIERRA 5.11.1 Objetivo 5.11.2 Normas aplicables 5.11.3 Red de tierra

5.12 CABLES DE CONTROL Y FUERZA 5.12.1 Objetivo 5.12.2 Caractersticas principales

5.13 SISTEMA DE PROTECCIN CONTRA INCENDIOS 5.13.1 Alcances 5.13.2 Caractersticas Generales 5.13.3 Controles y pruebas 5.13.4 Proteccin de equipos principales

6. ESPECIFICACIONES TCNICAS : EQUIPOS PRINCIPALES DE LL.TT 6.1 ESTRUCTURAS DE ACERO (TORRES Y POSTES)

6.1.1 Objeto 6.1.2 Normas Aplicables 6.1.3 Alcances 6.1.4 Prestaciones 6.1.5 Criterios de diseo y clculo 6.1.6 Prescripciones constructivas

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6.1.7 Accesorios 6.1.8 Puesta a tierra 6.1.9 Pruebas

6.2 CONDUCTORES DE ALUMINIO REFORZADO CON ACERO Y ACCESORIOS 6.2.1 Objetivo 6.2.2 Normas aplicables 6.2.3 Alcance 6.2.4 Caractersticas constructivas 6.2.5 Inspecciones y pruebas 6.2.6 Tabla de datos tcnicos

6.3 AISLADORES Y ACCESORIOS 6.3.1 Objetivos 6.3.2 Normas aplicables 6.3.3 Condiciones ambientales 6.3.4 Condiciones de operacin 6.3.5 Alcances 6.3.6 Prescripciones generales 6.3.7 Caractersticas constructivas 6.3.8 Pruebas 6.3.9 Tabla de Datos Tcnicos

6.4 CABLE DE GUARDA Y ACCESORIOS 6.4.1 Objetivo 6.4.2 Normas Aplicables 6.4.3 Alcances 6.4.4 Prescripciones constructivas 6.4.5 Pruebas e inspecciones 6.4.6 Tabla de Datos Tcnicos

6.5 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 6.5.1 Alcances 6.5.2 Normas aplicables 6.5.3 Prescripciones constructivas 6.5.4 Tabla de Datos Tcnicos

7. ANEXOS 8. LAMINAS Y PLANOS 9. PRESUPUESTO

Contenido de Cuadros

Ubicacin de Provincias involucradas en el proyecto Caractersticas climticas Distancias bsicas de aislamiento Distancias bsicas de aislamiento Coordenadas UTM WGS84 - Zona 19de la Lnea de Transmisin Coordenadas UTM de Vrtice de Enlace en 138 kV Quecoro-Quencoro Nueva Parmetro Elctrico de Conductor de la Lnea de Transmisin Parmetros para el clculo de ampacidad del conductor Definicin de Zonas Aislamiento por Contaminacin Aislamiento por Sobretensin a Frecuencia Industrial Aislamiento por Sobrevoltaje de Maniobra Aislamiento por Sobrevoltaje al Impulso Cantidad de Aisladores Prestaciones para Estructuras Soporte de LT 220 kV Prestaciones para Estructuras LT 220 kV Prestaciones para Estructuras LT 138 kV

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INFORME FINAL

ANTEPROYECTO: LNEA DE 220 kV MACHUPICCHU-QUENCORO-ONOCORA-TINTAYA Y AMPLIACIN DE SUBESTACIONES

11.. IINNTTRROODDUUCCCCIINN 1.1 OBJETIVO

Desarrollo del Anteproyecto denominado: Lnea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliacin de Subestaciones".

1.2 UBICACIN El rea del proyecto se ubica predominantemente en la zona sierra del Per, salvo con un tramo en selva alta que es la salida de la CH Machupicchu (inicialmente destinada para la salida de la lnea). El recorrido de la lnea de transmisin comprende varias provincias del departamento de Cusco tal como se aprecia en el siguiente cuadro:

Ubicacin de Provincias involucradas en el proyecto

Provincia Altitud msnm Zona

La Convencin 2020 18L

Urubamba 2918 18L

Cusco 3360 19L

Acomayo 3650 19L

Anta 3500 18L

Quispicanchi 3350 19L

Canas 3330 19L

Espinar 3914 19L

1.3 ANTECEDENTES Mediante Carta COES/D/DP-002-2010 de fecha 11 de Enero de 2010, Priconsa fue invitado a

participar en el concurso COES N 001/2010 con la f inalidad de prestar el servicio de consultora para el Desarrollo de Anteproyectos del Primer Plan de Transmisin adjuntndose para este efecto el documento de Trminos de Referencia para la seleccin de consultores.

Con fecha 11 de Febrero de 2010 Priconsa present su propuesta para participar en el concurso. El 25 de febrero de 2010 mediante la Carta COES/D/DP-026-2010, el COES comunic a Priconsa

haber sido precalificado para participar en el Desarrollo de Anteproyectos del Primer Plan de Transmisin, precisndole adems que el COES le solicitara una propuesta econmica luego de definirse los proyectos de instalaciones de transmisin a ser incluidos en el Primer Plan de Transmisin.

El 14 de Abril de 2010, mediante la Carta COES/D/DP-055-2010, el COES solicit a Priconsa la presentacin de su oferta econmica para el servicio de consultora, adjuntndole los Trminos de Referencia para la cotizacin del servicio.

El 21 de Abril de 2010, Priconsa present su propuesta econmica para el servicio de consultora. Luego de revisar la propuesta econmica presentada, el 21 de Mayo de 2010 el COES seleccin a

Priconsa para el desarrollo del Anteproyecto. Actualmente se est construyendo la CH Machupicchu Fase II Actualmente ProInversin como parte de su Cartera de Inversiones ha convocado los concursos

pblicos para otorgar las siguientes concesiones : LT Tintaya-Socabaya 220 kV y Subestaciones tuvo como fecha de buena pro el dia 8 de Julio

siendo adjudicada el consorcio "REI-AC Capitales conformada por Red Elctrica Internacional de Espaa (REI) y Sociedad Administradora de Fondos e Inversiones (SAFI) AC Capitales del grupo peruano Apoyo" con un plazo de construccin de 30 meses y monto de 43 millones 569 mil dlares de ejecucin de obras. El proyecto considera la ejecucin de una lnea en 220 kV doble terna de 207 km aproximadamente y una potencia operativa total de 400 MVA (200 MVA x terna). Adems considera la construccin de la SE Tintaya 220/138 kV (nueva) en las cercanas a la SE Tintaya actual. En 220 kV est prevista una configuracin doble barra y simple en 138 kV. En 138 kV se enlazar a la SE Tintaya existente.

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"Central Hidroelctrica Santa Teresa" de 90.5 MW, con fecha de buena pro para el 13 de Julio y puesta de operacin comercial prevista para fines del ao 2013. Est localizada en la regin del Cusco, a 2.5 Km aguas arriba del poblado Santa Teresa. Esta central utilizar las aguas turbinadas de la CH Machu Picchu, perteneciente a la empresa EGEMSA y se conectar a la futura SE Suriray en 220 kV

Lnea de Transmisin Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV, con fecha de buena pro para el 20 de Octubre y puesta de operacin comercial prevista para el primer trimestre de 2013. Este proyecto considera la conexin de la CH Machupicchu II Fase a una SE Suriray a 6 km (SE intermedia). De la Se Suriray est prevista la salida de dos ternas en 220 kV; una para el enlace Abancay-Cotaruse y otro enlace directo a Cotaruse. El proyecto considera la ampliacin en 220 kV de la SE Abancay y de la SE Cotaruse. La SE Suriray tendr el espacio suficiente para el enlace en 220 kV con la futura CH Santa Teresa, CT Quillabamba y bahas en 220 kV adicionales.

Estos proyectos de inversin estn asociados al Anteproyecto. En el caso de la LT Tintaya-Socabaya 220 kV y Subestaciones, la Nueva SE en Tintaya es el punto de llegada del presente proyecto, por lo cual ser necesario que los concesionarios adjudicados coordinen la ubicacin y el enlace de Tintaya con la LT 220 kV de Quencoro. En el caso de la Lnea de Transmisin Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV, la SE Suriray en 220 kV ser el punto de partida de la Lnea 220 kV hacia Quencoro

EGEMSA tiene problemas con las LL.TT en 138 kV Machupicchu-Cachimayo doble terna, las cuales han sido observadas por problemas ambientales y requieren ser reubicadas en su primer tramo, sin embargo EGEMSA no viene efectuando ninguna actividad al respecto, no tiene fecha definida para el inicio de los estudios ni el presupuesto total requerido. De las conversaciones sostenidas con la Gerencia de EGEMSA se plante la solucin presentada en el Anexo N 1, la cual est siendo analizaada por los interesados.

Los problemas de EGEMSA estn relacionados al impacto visual del Santuario Machupicchu y otras zonas resevadas; situacin que se tomar en cuenta para la definicin de la nueva LT Suriray - Quencoro - Tintaya 220 kV

En el rea del proyecto la empresa EGECUZCO tiene la concesin definitiva de la la CH Pucar con una potencia en el orden de 130 MW. EGECUZCO tiene conflictos con EGEMSA por el uso de las aguas y problemas sociales por resolver en el rea del proyecto.

Asimismo en el rea del proyecto se tienen previsto varios proyectos de inversin citndose los siguientes : Celda en Cachimayo a Quencoro para eliminar la conexin en T existente Dos celdas de lnea en la SE Combapata para eliminar la conexin en T existente

El dia 02 de Julio se present el Informe Preliminar del anteproyecto de acuerdo a los alcances estipulados en los trminos de referencia y el contrato.

El dia 09 de Juilio se expuso ante el personal del COES los criterios definidos para la elaboracin del anterproyecto.

1.4 ALCANCES DEL ANTEPROYECTO Luego del anlisis de la informacin existente y de las coordinaciones efectuadas con el COES, REP y EGEMSA la configuracin final del anteproyecto incluiran las siguientes instalaciones: Ampliacin de la SE Suriray : La concesin LT Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV

considera la implementacin de la SE Suriray a 6 km de la SE Machupicchu. Esta subestacin tiene como objetivo recibir la potencia evacuada por la CH Machupicchu (fase II en construccin), la CH Santa Teresa (consecin en proceso de concurso) y la futura CT Quillabamba. Adems de servir de lazo con la SE Abancay y Cotaruse. La ficha tcnica de la concesin presenta la vista de planta de la SE Suriray en el nivel de 220 kV, configuracin doble barra, con los espacios disponibles para la implementacin de 4 bahas adicionales. La configuracin geogrfica de la subestacin se replantea con el ingreso de la baha para el enlace a la SE Nueva Quencoro.

Ampliacin de la SE Quencoro existente : Considera la implementacin de una de las celdas disponibles en 138 kV para el enlace con la SE Nueva Quencoro en el mismo nivel de tensin

Ampliacin de la SE Tintaya: La concesin LT Tintaya-Socabaya 220 kV y Subestaciones considera la implementacin de una nueva subestacin 220/138 kV en las vecindades de la SE 138 kV de Tintaya y su enlace a esta ltima. La configuracin prevista en 220 kV para la SE Tintaya es de doble barra. El presente proyecto considera la implementacin de una baha en 220 kV para el enlace con la SE Nueva Quencoro.

SE Nueva Quencoro : Es el punto intermedio de la LT 220 kV Tintaya - Suriray. Se tiene previsto una transformacin a 138 kV de 150 MVA. Se implementarn 4 bahas en 220 kV doble barra (dos de lnea, una de acoplamiento de barras y una de transformacin) dejando previsto el espacio previsto para 4 bahas adicionales. En 138 kV la configuracin ser de simple barra

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implementndose una celda y dejando el espacio previsto para la implementacin futura de la barra y celdas adicionales.

LT 220 kV Suriray - Quencoro - Tintaya : De los anlisis efectuados se tiene previsto la implementacin de la lnea en simple terna, dos conductores por fase de 319 mm2 ACSR (Parakeet) para una capacidad operativa de 240 MVA (a 35 C), contingente de 300 MVA (a 40 C) y trmica de 556 MVA (a 75C). Con estos valor es se logra flexibilidad en la capacidad de la lnea sin que esto implique el sobredimensionamiento respecto de las lneas en 220 kV tpicas en el pas. La lnea en 220 kV est prevista para un vano promedio en el orden de los 450m.

LT 138 kV SE Nueva Quencoro - SE Quencoro existente : De los anlisis efectuados se tiene previsto la implementacin de la lnea en simple terna, dos conductores por fase de 319 mm2 ACSR (Parakeet) para una capacidad de 150 MVA (a 35C) que es la potencia del transformador a ser instalada en la SE Nueva Quencoro. Dado que la lnea recorre zonas suburbano-rurales se tiene previsto la implementacin de una lnea compacta (postes de acero autosoportados con aisladores tipo poste) en el primer kilmetro y tres torres para la llegada a la SE Nueva Quencoro. La longitud total de la lnea es de 1,9 km

De las coordinaciones con el COES se ha previsto definir los criterios de diseo de lneas y subestaciones que servirn como modelo para los siguientes proyecto.

22.. IINNFFOORRMMAACCIINN OOBBTTEENNIIDDAA 2.1 INFORMACIN GENERAL EN EL REA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO

Del Instituto Geogrfico Nacional (IGN), se adquirieron las cartas 1/100 000 para la ubicacin de la ruta de lnea y las subestaciones del proyecto.

Servicio Nacional de Meteorologa e Hidrologa (SENAMHI), se ha obtenido la informacin correspondiente a las caractersticas climticas del rea de influencia del proyecto. Las caractersticas climticas son diversas como su propia geografa, el clima es muy variado, debido a que presenta zonas desde 3000 hasta los 4500 msnm. Las estaciones que se encuentran en la zona del proyecto son Machupicchu, Paruro, Sicuani y Yauri, adems se toman como referencia las estaciones de Juliaca y Ananea en Puno, debido a que sus caractersticas climatolgicas son parecidas a algunas zonas por donde se prev instalar la lnea y subestaciones en 220kV. A continuacin se presenta un cuadro resumen de las principales condiciones climticas que deben considerarse en el desarrollo del anteproyecto:

Caractersticas climticas Estacin Machupicchu Paruro Sicuani Juliaca Yauri Ananea

Altitud (msnm) 2563 3084 3574 3820 3927 4660

Temperatura mxima absoluta ( C ) 26 25 23 20 20 15

Temperatura mnima media ( C ) 0 0 -5 -5 -5 -7

Velocidad mxima del viento (m/s) W 20.00 NNW-SE-8.00 NE-11.00 SW-20.00 W-N-18.00 W-N-18.00

Precipitacin total mensual (mm/h) 200 170 140 220 200

Humedad relativa (%) 70 70 65 65 65 80

En el Anexo N 2.1 se pueden observar los datos obtenidos del SENAMHI. Del Ministerio del Ambiente (MINAM), se han identificado las zonas reservadas en todo el rea

que corresponde el proyecto, siendo el santuario Histrico de Machupicchu el rea comprometida con el proyecto y el rea de Conservacin Privada Abra Mlaga, motivo por el cual se deber tener especial cuidado de no afectar el campo visual de la ciudadela Machupicchu y minimizar el impacto en las reas de conservacin. Ver plano N LT-01 y LT-03.

Del Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC), se han conseguido los planos viales en el rea del proyecto identificndose conjuntamente con el Google Eart Pro carreteras y caminos que se relacionan con el rea donde se desarrolla el proyecto verificndose la facilidad del transporte a la zona donde se instalarn la lnea y subestaciones.

Del Instituto Geolgico Minero y Metalrgico (INGEMMET) se han conseguido los planos geolgicos y geotcnicos del rea del proyecto. Ver plano N LT-04.

2.2 INFORMACIN ESPECFICA DEL PROYECTO Se ha obtenido la siguiente informacin: Configuracin del Anteproyecto Lnea de Transmisin 220 kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-

Tintaya y Subestaciones entregado por el COES. Planos del proyecto de ampliacin de la SE 138 kV Quencoro del ao 2006 desarrollados por REP

y entregados al COES.

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Planos de la Ampliacin de la SE Machupicchu del proyecto Lnea Machupicchu-Cotaruse 220 kV entregado por el COES.

Ficha Tcnica de la Configuracin del proyecto de concesin Lnea de Transmisin Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV.

Ficha Tcnica de la Configuracin de la CH Pucar del ao 2001, 2004 y la actualizacin del ao 2008 entregadas al COES por las empresas con el objeto de definir las inversiones para la preparacin de la propuesta de tarifas en barras del COES.

2.3 VISITA A CAMPO Se hizo una visita a campo, desarrollando las siguientes actividades: Reconocimiento de la SE Quencoro 138/33/10.5 kV existente: Se valid el espacio disponible para

una celda en 138 kV, sin embargo no hay espacio para la ampliacin a 220 kV. Se valid la ubicacin de la SE Nueva Quencoro 220/138 kV. Se defini la ruta de enlace en 138 kV de 1.9 km entre la SE Quencoro existente y la SE Nueva

Quencoro. Esta recorre en su primer kilmetro zona suburbana-rural y se implementar una lnea compacta con postes de acero autosoportados y aisladores tipo poste. Para el segundo tramo (a la salida de la zona urbana) se tiene previsto la instalacin de tres torres para llegar a la SE Nueva Quencoro. Se utilizarn las mismas torres de las lneas en 220 kV

Se tuvo una reunin con la Gerencia de EGEMSA informndole del proyecto. En esta reunin nos manifestaron el problema que tenan con la reubicacin del primer tramo de las dos ternas Machupicchu - Cahimayo, los cuales estaban asociados a la gran inversin requerida y la carencia de presupuesto. En la misma reunin les explicamos que una vez puesta en servicio la concesin del presente proyecto y la de Machupicchu-Abancay-Cotaruse, la SE de Cahimayo en 138 kV tendra dos puntos de alimentacin: por el sur dos ternas de la SE Quencoro (existentes) y por el centro el enlace 138 kV de Abancay. Estos dos puntos de alimentacin tienen inyeccin directa del nuevo sistema en 220 kV garantizando el suministro a la SE Cachimayo la cual actualmente tiene una demanda que no supera los 25 MVA, con lo cual no seran requeridas las dos ternas de Machupicchu a Cahimayo. En el Anexo N 1 se presenta la alternativa conversada.

Al no tener la ubicacin prevista de la nueva SE Tintaya no se consider necesario visitarla. En la ficha tcnica del proyecto Lnea de Transmisin Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220

kV y de la "Central Hidroelctrica de Santa Teresa" se identifica la ubicacin de la CH Santa Teresa y las coordenadas de ubicacin de la SE Suriray; informacin suficiente para el desarrollo de la ruta de la lnea de transmisin.

2.4 EVALUACIN DE LA INFORMACIN OBTENIDA La informacin general del rea de influencia del proyecto tales como informacin climatolgica,

carreteras y reas protegidas nos permiten tener una visin clara de los aspectos que sern importantes en la definicin de la ruta de lnea y ubicacin de subestaciones. Adems se tendr en cuenta los permisos y procedimientos requeridos para la implementacin del proyecto.

Con la informacin especfica del proyecto se procede al planteamiento de la ruta definitiva de la lnea de transmisin, la configuracin final de las subestaciones y el desarrollo del anteproyecto.

2.5 RECOMENDACIONES Evaluar con EGEMSA y la DGE/MEM la propuesta para el retiro de las lneas en 138 kV Machupicchu - Cachimayo ya que involucra la concesin del proyecto Lnea de Transmisin Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV la cual est en proceso de concurso. Estas coordinaciones no tienen efecto sobre el presente anteproyecto.

2.6 NORMAS Y DOCUMENTOS A SER APLICADOS Para el desarrollo del Anteproyecto se tomar en cuenta las siguientes normas: Cdigo Nacional de Electricidad (CNE) - Suministro 2001. Normas Europeas (IEC, CENELEC, etc.). Normas Americanas (ANSI, IEEE, ASTM, NESC, RUS) Norma Europea EN 50341-1, 50341-2, 50341-3 "Lneas elctricas de mas de 45 kV en corriente

alterna- Parte 1, 2 y 3. EPRI AC Transmisin Line Referente Book 200 kV and Above, Third Edition. Software HERBS Ver 2.0 (Red Book Applets). Overhead Power Lines Planning Design Construction.

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33.. CCRRIITTEERRIIOOSS DDEE DDIISSEEOO YY DDEESSCCRRIIPPCCIINN DDEE SSUUBBEESSTTAACCIIOONNEESS 3.1 CONFIGURACIN DE BARRAS

Varios factores afectan el nivel de confiabilidad y las facilidades de operacin de una subestacin, siendo uno de los principales la configuracin del sistema de barras, entendida esta como el arreglo de los equipos de maniobra y las barras. Los seis tipos de configuracin de barras ms utilizados son la simple barra, barra principal y transferencia, doble barra, barra en anillo, interruptor y medio, doble barra - doble interruptor. Para este proyecto la eleccin de la configuracin de barras depende est definida prcticamente por las instalaciones existentes y la configuracin prevista para las concesiones asociadas al proyecto: Para la SE Quencoro 138 existente, la celda de salida mantiene la configuracin de doble barra El sitema de barras en 138 kV de la SE Nueva Quencoro mantiene el sistema de doble barra que

est equipada en la SE Quencoro 138 existente. Se est implementando una sla baha y dejando el espacio previsto para que en el futuro implementen las barras.

Para la SE Nueva Quencoro en 220 kV se busca la estandarizacin la configuracin de barras previstas en las subestaciones en el rea del proyecto, definindose por tanto la configuracin de doble barra.se incluye.

Se equipar un reactor de 20 MVAR en la barra de 220 kV de la SE Nueva Quencoro. Para la SE Suriray en 220 kV, la baha de salida mantiene la configuracin de doble barra Para la SE Tintaya en 220 kV, la baha de salida mantiene la configuracin de doble barra

3.2 SISTEMA INTEGRADO DE PROTECCIN Y CONTROL 3.2.1 Criterios generales recomendados para estandarizacin

Con el objeto de lograr confiabilidad en la operacin de subestaciones, entendida sta como la minimizacin de las horas de indisponibilidad de las bahas, se implementa un esquema de proteccin de control, proteccin y medicin estadstica integrada principal y un sistema de respaldo idntico. Las caractersticas de confiabilidad del sistema a implementar se resumen en los siguientes criterios: Sistema de integrado de control, proteccin y medicin estadstica principal y de respaldo

idnticas y funcionando en paralelo. La alimentacin del circuito de corriente se debe dar de devanados secundarios diferentes de los

transformadores de corriente La alimentacin del circuito de tensin se debe dar de devanados secundarios diferentes de los

transformadores de tensin Para lneas largas (mayores a 60 km) deben establecer dos sistemas de comunicacin en

paralelo: el principal de fibra ptica y el de respaldo el enlace de onda portadora. Cada dispositivo integrados de proteccin y control deben estar enlazados a ambos sistemas de comunicacin.

La alimentacin en DC/AC proveniente de los servicios auxiliares debe provenir de interruptores termomagnticos exclusivos y diferentes para cada equipo

Para la alimentacin de otros rels requeridos en la baha deben alimentarse de devanados secundarios diferentes a los previstos para los equipos integrados.

Lo indicado implica la implementacin de TC con cuatro devanados en el secundario (tres de proteccin y uno de medicin), y PT con tres devanados en el secundario (dos de proteccin y uno de medicin). Tambin los servicios auxiliares deben ser reduntantes lo cual se logra implementando para cada baha una caseta con Sistema de SS.AA en AC/DC independientes

Cada baha debe contar con un equipo de medicin multifuncin con capacidad de memoria masiva previsto para facturacin con clase de precisin de 0.2 y con un registrador de fallas.

3.2.2 Lineamientos bsicos para la definicin de las funciones de proteccin En concordancia con el documento "Criterios de ajuste y coordinacin de los sistemas de proteccin del SEIN, COES, Marzo 2008" se han definidos los sistemas de proteccin para las subestaciones del proyecto tomando en cuenta los siguientes lineamientos: El sistema de proteccin tiene como objetivo :

Detectar las fallas para aislar equipos/instalaciones falladas tan pronto como sea posible Detectar y alertar sobre las condiciones indeseadas de los equipos para dar las alertas

necesarias; y de ser el caso, aislar al equipo del sistema Detectar y alertar sobre las condiciones anormales de operacin del sistema; y de ser el caso,

aislar a los equipos que puedan resultar perjudicados por tales situaciones El sistema de proteccin debe ser concebido para atender una contingencia doble; es decir, se

debe considerar la posibilidad que se produzca un evento de falla en el sistema elctrico, al cual le

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sigue una falla del sistema de proteccin, entendido como el conjunto rel-interruptor. Por tal motivo se deben establecer las siguientes instancias : La proteccin principal constituye la primera lnea de defensa en una zona de proteccin y

debe tener una actuacin lo ms rpida posible (instantnea) La proteccin de respaldo constituye la segunda instancia de actuacin de la proteccin y

deber tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuacin de la proteccin principal en primera instancia.

Para el caso inoperancia del equipo de maniobra, el equipo de proteccin deber tener las funciones necesarias para detectar esta anomala y actuar

Adems de las protecciones antes mencionadas el sistema contar con las protecciones preventivas y las protecciones incorporadas en los equipos, como por ejemplo : Para el caso del transformador de potencia, stos vienen con indicadores de funcionamiento y

protecciones incorporadas. Los interruptores de potencia vienen con indicadores de funcionamiento y dispositivos de

proteccin incorporadas. Los circuitos de alimentacin secundaria que permiten el funcionamiento de los equipos

(alimentacin en AD/DC de rels, motores, circuitos secundarios de los transformadores de tensin y corriente) deben estar provistos de dispositivos de supervisin que garanticen la continuidad del servicio

Para la implementacin de la ampliacin de las subestaciones Suriray, Tintaya, Quencoro existente y la SE Nueva Quencoro corresponde determinar las protecciones de los siguientes elementos: Proteccin de los siguientes enlaces de lnea de transmisin :

Enlace en 220 kV Ampliacin SE Suriray - SE Nueva Quencoro Enlace en 220 kV SE Nueva Quencoro - Ampliacin SE Tintaya Enlace en 138 kV SE Nueva Quencoro - Ampliacin SE Quencoro existente.

Proteccin del transformador de potencia en la SE Nueva Quencoro Proteccin del sistema de barras en 220 kV de la SE Nueva Quencoro

3.2.3 Control y proteccin de lneas de enlace en 220/138 kV Cada lnea de enlace en 220 kV es de simple terna en el orden de los los 100 km y tienen previsto como sistema de comunicaciones enlaces digitales de onda portadora y fibra ptica (en el cable de guarda); Las lneas sern implementadas con estructuras metlicas, dos conductores por fase de 319 mm ACSR Parakeet) y aisladores cermicos A la longitud y caractersticas de la lnea le corresponde una proteccin primaria unitaria y proteccin secundaria graduada de las siguientes caractersticas: Proteccin primaria: Se debe contar con la funcin diferencial y de distancia de lnea la cual

permite detectar las fallas trifsica, bifsica, bifsica a tierra y monofsica a tierra. Estas protecciones debern operar coordinadamente con las opciones de recierre de la lnea. Para que el sistema opere correctamente se hace necesario que en ambos extremos de la lnea se instalen rels idnticos y con la misma configuracin; adems se requerir que el sistema de comunicaciones por fibra ptica y onda portadora permitan la coordinacin de la apertura y recierre de los interruptores uni tripolares en ambos extremos de la lnea. El rel diferencial deber tener una actuacin, de preferencia, instantnea

Proteccin secundaria: La segunda instancia de proteccin sern las funciones de sobrecorriente de fase y tierra y direccionales de fase y tierra. Adems se debe contar con funciones de proteccin de sobretensin y subtensin y desbalance de carga, frecuencia, entre otras complementarias. El tiempo de actuacin de estas protecciones lo definir el concesionario

El sistema integrado de proteccin, mando y control como se indic en el numeral anterior sern redundantes, es decir uno principal y otro de respaldo idnticos y adems estos equipos debern ser idnticos en ambos extremos de la lnea a proteger. Las funciones del controlador de baha sern las siguientes: Funciones de Proteccin

Diferencial Distancia (no se considera para el caso de la lnea en 138 kV) Sobrecorriente fase y tierra, direccional de fase y tierra, secuencia negativa Sobretensin, subtensin, sobre y subfrecuencia, falla del interruptor Falla del interruptor

Funciones de control y mando: Pantalla digital para representacin presentacin grfica de la baha Seales, mandos y mediciones Teclado para efectuar controles, mandos y visualizar informacin de la baha.

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Supervisin de la tensin auxiliar en Vcc y Vac Supervisin de las seales de los devanados secundarios de los transformadores de medicin Funciones de sincronismo Supevisin del estado de cada uno de los equipos del patio de llaves Funciones de enclavamientos Medicin y estadstica de todos los parmetros de la red Otras funciones programables

Funciones de comunicacin Terminales para enlaces de fibra ptica Terminales RS 232, etc

Protocolos de comunicacin no propietarios (DNP3, IEC 61850, etc) Los transformadores de corriente del patio tendrn cuatro devanados en el secundario, los dos primeros para los controladores de baha, el tercero para la proteccin de barras y el cuarto para la medicin y registro. Los transformadores de tensin del patio tendrn tres devanados en el secundario; los dos primeros para los controladores de baha y el tercero para la medicin y registro.

3.2.4 Control y proteccin del transformador/reactor de potencia En la SE Nueva Quencoro se instalar cuatro autotransformadores monofsicos 220/138/10.5 kV de 40-50 MVA cada uno, de los cuales uno ser de respaldo. Se est planteando que los autotranformadores cuenten con dos esquemas de enfriamiento para potencias diferentes. Enfriamiento natura de aire (ONAN - 40 MVA) y enfriamiento forzada de aire (ONAF - 50 MVA), lo cual permitir la disminucin de las dimensiones del autransformador. Se est definiendo autotransformadores, sin embarga se sugiere que los enlaces de transformacin en los Sistemas Garantizados de Transmisin se den con transformadores de potencia ya que esto tiene como resultado limitar las potencias de cortocircuitos inyectadas a la red secundaria. Al autotransformador de potencia le corresponde una proteccin primaria unitaria, una proteccin secundaria y de respaldo graduada de las siguientes caractersticas: Proteccin primaria: Se debe contar con la funcin diferencial para transformadores de dos

devanados que permitir sensar las fallas internas en el transformador. El disparo del rel estar asociado al rel de bloque que impida la reconexin del transformaddor de potencia por la actuacin de otro rel o via control remoto. El rel diferencial deber tener una actuacin, de preferencia, instantnea

Proteccin secundaria: La segunda instancia de proteccin sern las funciones de sobrecorriente de fase y tierra y direccionales de fase. Adems se debe contar con funciones de proteccin de sobretensin y subtensin, desbalance de carga y de frecuencia, entre otros. El tiempo de actuacin de estas protecciones se definir por el concesionario

Proteccin auxiliar: El transformador de potencia deber ser suministrado con un tablero adosado equipado con dispositivos de medicin y control de temperatura, imgen trmica, proteccin de flujo y sobrepresin, dispositivo de alivio de presin y proteccin del nivel de aceite. El seteo de cada uno de los parmetros de los dispositivos de proteccin ser definido por el concesionario.

3.2.5 Proteccin del sistema de barras Para la implementacin de las bahas en 220 kV y celda en 138 kV para la ampliacin de las subestaciones de Suriray, Tintaya y 138 kV respectivamente se implementar un devanado secundario en el transformador de corriente de la baha exclusivamente para enviar la seal de corriente al rel diferencial de barras existente. Los equipos debern suministrarse con terminales de fibra ptica, de tal menera que se puedan integrar fcilmente al sistema de control En la SE Nueva Quencoro se implementar un tablero de proteccin de barras con control para el acoplamiento de las barras. Se dispondrn de dos equipos idnticos, de tal manera de contar con un sistema redundante.

3.3 SISTEMA DE MEDICIN Se propone para cada baha en 220 kV y celda en 138 kV la implementacin de un medidor electrnico multifuncin clase 0.2 para facturacin que permita medir todos los parmetros de la red y con memoria masiva para almacenar la informacin. La capacidad de memoria de los medidores ser definida por el concesionario. Asimismo se propone un registrador de fallas con memoria masiva que permita registrar los transitorios pre y post falla y su almacenamiento para anlisis. Estos equipos recibirn las seales del secundario de los transformadores de corriente y tensin, los cuales sern de clase de precisin 0.2

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Los detalles de operacin de los equipos sern definidos por el concesionario de acuerdo a las exigencias del COES y de las instalaciones vecinas (Suriray, Tintaya y Quencoro existente)

3.4 SISTEMA DE CONTROL, MANDO Y COMUNICACIONES DE LAS SUBESTACIONES El proyecto contar con un "Centro de Control" el cual estar diseado para el telemando de todas las instalaciones del proyecto y ser instalado en la SE Nueva Quencoro. Se contar con un "Sistema de Control y Mando de las Subestaciones", el cual estar diseado para el control, supervisin y registro de las operaciones de las subestaciones as como para la coordinacin del mantenimiento de la lnea de transmisin. El "Centro de Control" y el "Sistema de Control y Mando de las Subestaciones" deber permitir la conexin al centro de control del COES de conformidad con lo establecido en la Norma de Operacin en Tiempo Real.

3.4.1 Sistema de comunicaciones El sistema de comunicaciones para integrar las instalaciones del proyecto sern los siguientes: Para las lneas de transmisin en 220 kV se implementar como comunicacin principal enlaces

de fibra ptica y como comunicacin de respaldo enlaces de onda portadora. Para la lnea de transmisin en 138 kV se implementara un enlace de fibra ptica En las SS.EE. Suriray, Tintaya y Quencoro existente se instalarn casetas de campo al lado de las

bahas para albergar todos los equipos de proteccin, control, mando y medicin de la baha; as como los equipos de comunicacin para enviar toda la informacin para el control, mando y medicin al centro de control en la SE Nueva Quencoro.

Cada baha en 220 kV en la SE Nueva Quencoro, as como la celda en 138 kV contarn con casetas de campo que alberguen todos los equipos de proteccin, control, mando y medicin de la baha/celda; as como los equipos de comunicaciones para recibir la informacin de las subestaciones vecinas y su enlace con el Centro de Control ubicado en el edificio de control

Entre el "Centro de Control" y el COES se instalarn enlaces dedicados contratados con suministradores de telefona local.

3.4.2 Descripcin del sistema de control y mando de las subestaciones Para cada baha en 220 kV y 138 kV de cada subestacin se implementar una caseta de mando en el patio de llaves que albergar como mnimo los siguientes equipos: Dos bancos de bateras (110 y 48 Vcc) Dos cargadores rectificadores para las bateras Tablero de servicios auxiliares AC/DC Tablero que albergar el sistema integrado de proteccin, control de la LT, Transformador y/o

proteccin de barras, medidor electrnico multifuncin, registrador de fallas y accesorios. Tablero de Fibra Optica Tablero de Onda Portadora (este no se instalar para el enlace en 138 kV) Tablero concentrador equipado con un switch, unidad terminal remota con interface hombre-

mquina y router que permita el control local de la baha. Adems para las subestaciones de Tintaya, Suriray y Quencoro existente se instalar un reloj GPS para la sincronizacin con el centro de control.

Los niveles de operacin y control sern los siguientes: Nivel 0 : Local manual sobre cada uno de los equipos Nivel 1 : Automtico desde la caseta de campo Nivel 2 : Automtico desde el Centro de Control

3.4.3 Descripcin del Centro de Control El Centro de Control estar ubicado en el edificio de control de la SE Nueva Quencoro, el cual recibir todas la informacin de las subestaciones para la supervisin, control, mando. El Centro de Control ser redundante y obeder a la siguiente lgica y equipamiento mnimo: Cada caseta de campo de la SE Nueva Quencoro y de las SS.EE. Tintaya, Suriray, Quencoro

existente estarn equipados con un switch que reciba todas las seales de las bahas. Estos equipos estarn unidos mediante una red de control IEC-61850 de configuracin en doble anillo y switch redundantes. El primer anillo sern en fibra ptica multimodo IEC61850 y enlazar a los equipos de campo del patio de llaves y los equipos del edificio de control (celdas en MT).

El segundo anillo enlazar a las tres subestaciones remotas (Tintaya, Quencoro existente y Suriray). Este anillo recibir las seales externas mediante fibra ptica monomodo.

Se implementar adems una red lan TCP/IP que unir la red de control con los servidores del centro de control y la red de administracion de la subestacin.

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Se ha previsto la implementacin de servidores y estacin trabajo de contro redundantes (principal y de respaldo idnticos) , y un servidor de adiministracin de la red.

Se tiene previsto tambin un roloj GPS para la sincronizacin de todas las seales y de las subestaciones.

El enlace con el COES ser mediante una lnea dedicada de comunicaciones contratada con una empresa servidora de telecomunicaciones local.

3.5 SERVICIOS AUXILIARES 3.5.1 Celdas en 220 y 138 kV en las SS.EE. de Suriray, Tintaya y Quencoro existente

En las casetas de campo se instalarn un sistema de bateras en 110 y 48 Vcc, dos cargadores rectificadores y un tablero de servicios auxiliares en alterna y contnua para suministrar la energa requerida por los equipos de maniobra instalados en el patio de llaves, para los equipos de control y mando de la caseta y para los cirucitos de alumbrado y fuerza. El tablero de servicios auxiliares deber tomar como suministro elctrico energa en 380/220 del tablero de servicios auxiliares principal de la subestacin.

3.5.2 Subestacin Quencoro 220/138/10.5 kV El suministro principal sern en 10.5 kV del transformador de potencia. Este alimentador servir para dar suministro elctrico a un transformador de servicios auxiliares que reducir la tensin en 380/220 y operar en paralelo con un grupo electrgeno. Estos dos equipos estarn previstos para todas las cargas de las cuatro bahas a implementar y para la cuatro previstas a futuro y se instalarn en el edificio de control. Adems, en el edificio se contar con un sistema de bateras en corriente continu que operar en 110 Vdc y otro que operar en 48 Vdc para el sistema de comunicaciones. La corriente de estas bateras ser alimentada por dobles conjuntos de cargadores rectificadores individuales de 380 V, 60 Hz a 110 y 48 Vcc respectivamente con capacidad cada uno para atender todos los servicios requeridos y al mismo tiempo la carga de sus bateras. En cada caseta de campo se instalar un sistema de bateras, un cargador rectificador y un tablero de servicios auxiliares en alterna y contnua para suministrar la energa requerida por los equipos de maniobra instalados en el patio de llaves, para los equipos de control y mando de la caseta y para los circuitos de alumbrado y fuerza.

3.6 CLCULO DE BARRAS 3.6.1 Ampacidad y capacidad trmica de conductores en 138 kV - SE Quencoro Existente

El clculo de la capacidad trmica de un conductor se fundamenta en su balance trmico, el cual debe de existir bajo las condiciones del equilibrio tomndose como referencia la norma IEEE Std 605-1998 "IEEE Guide for Design of Substation Rigid Bus Structures, con la formulacin siguiente:

Calor ganado = Calor Perdido PJ + PgIS = PC + PpIS

RPPP

I gISpISC+

=

Donde: PJ : Prdidas por efecto Joule (IxR) PgIS : Calor ganado debido a la radiacin solar PC : Potencia calorfica disipada por conveccin PpIS : Potencia calorfica disipada por radiacin solar R : Resistencia elctrica Para la determinacin de las capacidades de cortocircuito se ha tomado como referencia la norma IEEE Std 605-1998 "IEEE Guide for Design of Substation Rigid Bus Structures con la formulacin siguiente:

( )( )

+ 121ln tt

kpc

t

SI

Donde: I : corriente de cortocircuito S: Seccin en mm" t : tiempo en segundos (0.5 sg) c: Calor especfico del metal (Joule/kg-C) : Peso especfico del metal (kg/m2-m)

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: Coeficiente de incremento de la resistencia (1/C) t1: Temperatura inicial t2: Temperatura final kp: Coeficiente pedicular : Resistividad del metal Adems se debe determinar el punto ms caliente, definido ste como el tramo de la barra en la cual pasa la mayor potencia. En el caso de la SE Quencoro Existente la situacin ms crtica de circulacin de potencia en las barras en 138 kV se dara cuando se reciba el 100% de la capacidad de transformacin de la SE Nueva Quencoro, es decir 150 MVA, con lo cual el tramo de mayor circulacin de potencia estara entre la baha a ser implementada en el presente proyecto y la baha contnua existente. Actualmente la barra est conformada por un conductor simple de 240mm2 de AAAC el cual alcanza una temperatura de 94 C para los 150 MVA y una pot encia de cortocircuito de 18.42 kA para 0.5 segundos. Estos niveles son muy altos siendo necesario el cambio de los conductores de barra y los enlaces de sta a los diferentes equipos. El cambio del barraje tiene que darse alterando lo menos posible las cargas mecnicas en las vigas y columnas de celosa existente por lo cual se propone el uso de un haz doble de conductores por fase de 120 mm2 de AAAC con lo cual se logra la potencia de 150 MVA a la temperatura de 65C considerando una temperatura inicial de 20C y una corriente de cortocircuito de 18.66 kA para 0.5 segundos. El Concesionario deber evaluar comparar los resultados con la implementacin de un haz de dos conductores por fase de 150 y 185 mm2 cada uno, asi como el nivel de tensado y flechas para no afectar a las estructuras soporte o en su defecto implementar el reforzamiento de las estructuras existentes en la SE Quencoro existente en 138 kV. Asimismo el nivel de cortocircuito de las barras no debe superar el valor de 21 kA. Ver Anexo N 3.1

3.6.2 Ampacidad y capacidad Trmica de conductores en SE Nueva Quencoro La ampacidad de las barras en 220 kV de la SE Nueva Quencoro deber estar preparada para una potencia terica mxima de 474 MVA que sera el caso ms crtico de ingreso permanente de la capacidad de la lnea en contingencia y su evacuacin al transformador de potencia y otras lneas futuras que puedan ser implementadas. Con estos criterios la barra debera estar equipada con un haz de conductores doble de ACSR 319 mm2 (Parakeet), es decir el mismo previsto para la lnea en 220 kV. Se ha efectuado un clculo de capacidad trmica obteniendo una Icc superior a 50 kA. Para la capacidad Trmica y de corto circuito se tom como referencia la norma IEEE Std 605-1998 "IEEE Guide for Design of Substation Rigid Bus Structures. Ver Anexo N 4.2

3.7 COORDINACIN DEL AISLAMIENTO 3.7.1 Clculo de coordinacin de aislamiento

Las tensiones normalizadas que deben definirse para los ensayos de corta duracin a frecuencia industrial, impulso tipo maniobra e impulso tipo rayo, deben elegirse en base a los valores ms altos obtenidos (tensiones mnimas Urw(s) o valores convertidos Urw(c)) y los valores normalizados propuestos en la tabla 4.6 y 4.7 de la norma EN 60071-1 y en la Tabla 2 y 3. Para el nivel de 220 kV se obtiene una sobretensin de frecuencia industrial de 680 kV y al impulso tipo rayo de 1300. Ver Anexo 3.3 para una altura de 4500, altura definida para el diseo de las subestaciones en 220 kV de Nueva Quencoro y Tintaya. En Suriray se toma en cuenta el nivel de aislamiento previsto para 2000 metros de 1175 kV-BIL y en 138 kV el nivel de aislamiento de 750 kV-BIL que sera el correspondiente a 3300 msnm.

3.7.2 Seleccin del Pararrayos La Mxima Tensin de Operacin del pararrayos (TOV) est relacionada a las sobretensiones temporales que se suceden en la red, las cuales pueden darse por la falla monofsica a tierra o por la prdida de carga. El clculo de estos valores depende del factor del factor de falla (1.3 para falla a tierra y 1.4 para prdida de carga) los cuales se aplican a la mxima tensin de operacin fase-tierra.

TOV = k*kVmax/raz(3), donde

TOV : Mxima tensin de operacin del sistema k : Factor de sobretensin (1.3 para fallas a tierra y 1.4 para prdida de carga) kVmax: Tensin mxima de operacin de la red (231 y 145 kV) Aplicando la frmula se obtiene una TOV del pararrayos de 187 kV, seleccionando el pararrayos con una TOV superior, es decir de 198 kV y para 138 kV se define el pararrayos de 120 kV. Las caractersticas principales del pararrayos seran las siguientes:

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Tensin nominal del sistema: 220 kV 138 kV Tensin nominal del pararrayos : 198 kVp 120 kVp Nivel de proteccin al impulso tipo rayo: 1300 kV-BIL 750 kV-BIL Nivel de proteccin al impulso tipo maniobra: 950 kV-BIL - Corriente nominal de descarga: 20 kA 20 kA Clase: 4 4 Distancia de fuga unitaria: 25 mm/kV 25 mm/kV

3.7.3 Distancias Mnimas a. Distancias bsica de aislamiento

Con el objeto de asegurar la rigidez dielctrica del patio en 220 y 138 kV es necesario tomar en consideracin las recomendaciones del Anexo A "Distancias en el aire para asegurar una tensin soportada a impulsos especificada en una instalacin" de la norma europea EN 60071-2 "Coordinacin de aislamiento - Parte 2 Gua de aplicacin". La distancia en el aire entre fase y tierra es la mayor de las distancias en el aire determinadas para la tensin soportada al impulso tipo rayo y maniobra (configuracin punta estructura: tabla A1 y A2). Para la distancia en el aire entre fases aplican las tablas A1 y A3. El valor bsico debe garantizar el espaciamiento adecuado para prevenir cualquier riesgo de flameo an bajo las condiciones ms desfavorables. El valor bsico est determinado con base a la distancia mnima en aire establecida en el prrafo anterior incrementando un 5% o 10% como factor de seguridad para tener en cuenta tolerancias en la fabricacin y montaje del equipo as como diferencias de un fabricante a otro. Para el presente proyecto se ha considerado un factor de seguridad del 10%, obteniendo las siguientes distancias bsicas de aislamiento que se muestran en el cuadro siguiente:

Distancias bsicas de aislamiento

Descripcin

Tensin Distancias bsicas (mm) - 220 kV

kVp

punta-estructura conductor estructura

fase-tierra

fase-fase

fase-tierra

fase-fase

Tensin soportada al impulso tipo rayo 1300 2860 2860 2640 - Tensin soportada al impulso frecuencia industrial 680 1430 1430 - -

Distancia bsica de aislamiento definido (dba) 3000 3000 3000 3000

Distancias bsicas de aislamiento

Descripcin

Tensin Distancias bsicas (m) - 138 kV

kVp punta-estructura conductor paralelo fase-tierra

fase-fase

fase-tierra

fase-fase

Tensin soportada al impulso tipo rayo 750 1650 1650 - 1650 Tensin soportada al impulso frecuencia industrial 325 693 693 - -

Distancia bsica de aislamiento definido (dba) 2000 2000 2000 2000

b. Determinacin de distancias de seguridad

Para determinar las distancias de seguridad se toman los criterios publicados por el Comit N 23 de la CIGRE que son los siguientes: Distancias desde tierra: factores tales como tensin, altura de la persona, altura de bases, etc Distancias a vehculos : altura tpica de vehculos de mantenimiento, camiones, etc Distancias a cercos, muros, etc La distancia de seguridad se calcula considerando: Valor bsico de aislamiento considerado en el cuadro N 3 y 4 alrededor de las zonas energizadas Valor en funcin de movimientos del personal de mantenimiento as como del tipo de trabajo y la

maquinaria usada. Estos dos valores determinan la "zona de seguridad" dentro del cual queda eliminado cualquier peligro relacionado con acercamientos elctricos. Para la determinacin de estas zonas de seguridad algunas distancias tpicas consideradas son: Altura media de la persona : 1,75 m

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Brazos estirados verticalmente: 2,25 m Brazos estirados horizontalmente: 1,75 m Mano alzada sobre plano de trabajo: 1,25 m Distancia vertical a la base de cualquier equipo : 2,25 m Estos valores se han tomado en cuenta al momento de definir la configuracin fsica de la subestacin.

c. Ancho de la Baha

La determinacin del ancho de la baha depende de la separacin entre fases de los equipos y la separacin entre las barras y la barra a tierra en el prtico. Se han utilizado, para el primer caso informacin de catlogos de equipos para 220 kV y 20 mm/kV de longitud de fuga. La determinacin entre las fases para conductores flexibles ha sido estudiada por Remde y Neumstocklin y considera que es necesario tener en cuenta el desplazamiento horizontal durante cortocircuitos. Este desplazamiento lo resumen en la siguiente frmula

Yk = 0,7713 Yo (m) donde Yk es el desplazamiento horizontal e Yo la flecha esttica mxima, con lo cual la separacin entre fase sera igual a :

D f-f = dba + 2*0,7713 Yo (m) En esta frmula los autores consideran que las distancias bsicas de aislamiento puede ser reducida en un 50% pero la distancia total no debe ser menor a sta. Considerando que las barras se diseen para una flecha mxima del 3%, una longitud del campo de 40 m, distancia bsica de 2.6 m se obtendra una distancia entre fases de 4.5m (c/distancia reducida) y 2.25 m. Dado que la barra tendr una configuracin de dos conductores por fase se ha tomado un margen definiendo el valor entre fases de 5 metros para 220kV y 3.5 metros 138kV. En 220kV para la determinacin de la distancia entre el conductor y tierra se considera la distancia bsica de aislamiento de 4 m, un ancho mximo del prtico de 20 metros y un margen de 3.1 m para la oscilacin del aislador. Con estos valores el ancho del campo (valores entre ejes) sera como sigue: Clculo del ancho de la baha Tensin nominal 220 138 kV Distancia entre fases (m) 5 3.5 Distancia fase tierra: 4 2 Ancho total entre ejes del campo 20 12

d. Altura de la Baha

Para la determinacin de la altura de la baha se ha considerado los dos niveles requeridos en los prticos, las alturas de los equipos y las distancias bsicas de aislamiento obteniendo como altura del primer prtico 12.38 m, el segundo 18.38 m y la altura del cable de guarda de 22.88 m en 220 kV y 9.6 m, 12.5 m y 15 m para 138 kV respectivamente.

e. Longitud de la Baha

Para la determinacin de la longitud de la baha se ha considerado como criterio principal la facilidad de mantenimiento, definindose 3.5 m, 2 m como distancia mnima entre bornes de equipos diferentes en 220 y 138 kV. En base a este criterio y las dimensiones de los equipos se obtienen las siguientes distancias entre ejes: Tensin nominal 220kV 138 kV Entre pararrayos y transformador de medida : 4 m 2 m Entre seccionador e interruptor : 9 m 3.5 m Entre interruptor y trafo de medida: 7 m 6 m Entre seccionador y transformador de medida: 6 m 3.5 m Entre seccionadores : 8 m 4.3 m Clculo del Apantallamiento - Altura del Cable de Guarda Se ha determinado 30 m como altura del cable de guarda siguiendo el mtodo grfico.

44.. CCRRIITTEERRIIOOSS DDEE DDIISSEEOO YY DDEESSCCRRIIPPCCIINN DDEE LLNNEEAASS DDEE TTRRAANNSSMMIISSIINN.. 4.1 RUTA DE LA LNEA DE TRANSMISIN

La lnea de transmisin 220 kV tiene una longitud de 282 km iniciando en la SE Suriray que forma parte de la Concesin Lnea de Transmisin Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV en la cual se implementara una baha adicional para la salida de la lnea; luego la lnea se enlaza con la SE

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Nueva Quencoro 220/138kV - 150 MVA con una longitud de 99.69 km; de la SE Nueva Quencoro el trazo de la ruta llega a la Nueva SE Tintaya 220 kV que forma parte de la Concesin LT Tintaya-Socabaya 220 kV y Subestaciones" con una longitud de 182 km, para lo cual ser necesario implementar una baha adicional en la futura subestacin. El recorrido de la lnea de transmisin considera tambin dejar previsto dos torres terminales con ngulo de 90 grados y separacin de 50 m a la altura de la CH Pucar para la implementacin con la futura SE Onocora la cual est a 103.37 y 78.9 km de las subestaciones de Quencoro y Tintaya respectivamente. La zona del proyecto se caracteriza por ser de relieve variado, un pequeo tramo a la salida corresponde a la regin selva alta y casi todo el trayecto se encuentra en la sierra. La ruta comprende en su mayora zonas montaosas y sin trnsito peatonal.

4.1.1 Coordinaciones preliminares e informacin utilizada Se efectuaron las coordinaciones que permitieron recabar la siguiente importante del rea de influencia del proyecto. Entre la informacin recabada se menciona las siguientes: Instalaciones elctricas existentes, en construccin, proyectadas y futuras. Imgenes de Google Earth (Aos 2002-2007), donde se identifica expansiones urbanas,

carreteras, complejos arqueolgicos de importancia, quebradas, ros, etc. Instituto Geogrfico Nacional-IGN: Se recabaron las cartas geogrficas a escala 1/100 000 en el

cual se ubica el rea del proyecto. Sistema Nacional de reas Naturales Protegidas por el Estado-SINANPE: Se tuvo en cuenta las

zonas naturales protegidas por el Estado, como es el caso del Santuario Histrico de Machupicchu.

Delimitacin del Parque Arqueolgico Nacional de Vilcabamba (Ley N 16978). INGEMMET: Se obtuvo la informacin Geolgica que comprende el rea del proyecto, editado por

el Instituto Geolgico Minero y Metalrgico. SENAMHI: Entidad con la cual se coordin la obtencin de informacin referente a velocidad de

viento y temperaturas en el rea de influencia del proyecto. 4.1.2 Criterios y seleccin de la ruta de la lnea

La ruta de la lnea fue seleccionada en base al anlisis de las cartas 1/100 000 del IGN y las imgenes del Google Earth, tomando en consideracin los siguientes criterios y normas de seguridad: Evitar el paso por zonas protegidas por el Estado (Decreto Supremo N 010-90-AG). Sin embargo

en el presente proyecto se debe tener en cuenta lo siguiente: Debido a que la SE Suriray se encuentra dentro de la Zona de Amortiguamiento del Santuario

Histrico de Machupicchu y dentro del Parque Arqueolgico de Vilcabamba el trazo busca minimizar la afectacin ambiental y cultural.

Se ha escogido una ruta que no afecta el campo visual desde la Ciudadela de Machupicchu. La longitud de la lnea en sus primeros 21 km est ubicada dentro del Santuario y Parque

Arqueolgico. El resto de la lnea se ha trazado evitando la afectacin de los restos arqueolgicos identificados en el google earth y las cartas 1/100 000 del IGN

El Concesionario de la Lnea y Subestaciones deber realizar los estudios respectivos y trmites ante el INC y MINAM para obtener el permiso para el cruce por estas reas protegidas. En todo el tramo de la lnea el Concesionario deber identificarse en sitio los restos arqueolgicos existentes para evitar o minimizar su afectacin.

Se ha tratado que la poligonal sea lo ms recta posible, tratando de minimizar los fuertes ngulos de desvo. En este criterio se deben tener en cuenta los siguientes aspectos: El rea del proyecto es de relieve variable pasando rpidamente de los 2000 a 3500 msnm con

el cruce de montaas se ha tratado de evitar las pendientes pronunciadas. Debido al paso de zonas montaosas el trnsito es poco frecuente, se ha trazado la ruta

tratando de acercarse lo ms posible a las carreteras existentes y alejndose de la zona de expansin urbana. En la etapa de implementacin de la lnea, ser necesario la construccin de accesos que permitan el traslado de materiales a la obra. Estos accesos sern definidos por el Concesionario del proyecto.

Evitar terrenos inundables, suelos hidromrficos y geolgicamente inestables. Para lo cual se han obtenido las cartas geolgicas del INGEMMET. El Concesionario del proyecto deber efectuar los estudios de suelos para el diseo de las cimentaciones de estructuras y equipos.

Reducir en lo mnimo a afectacin a terrenos privados. La faja de servidumbre de la lnea est establecida por el CNE Suministro 2001 y el concesionario deber realizar los trmites de compensacin ante las autoridades municipales y propietarios de los terrenos.

4.1.3 Estudios ambientales, arequeolgicos y trmites ante el MINAM e INC El Concesionario deber desarrollar el Estudio de Impacto Ambiental de acuerdo a la legislacin

vigente y coordinado con la DGAAE/MEM, el MINAM y el INC

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COES PRICONSA

Asimismo se debern definir la ruta buscando minimizar la afectacin a los restos arqueolgicos que se puedan encontrar en el rea del proyecto. Los trmites a seguir por el concesionario ante el INC son los siguientes : Desarrollo del proyecto de evaluacin arqueolgico Inspeccin de la ruta de la lnea de transmisin identificando las zonas arqueolgicas y

evaluando la no afectacin. En caso sea necesario el Concesionario deber desarrollar estudios de delimitacin y/o rescate arqueolgico para los tramos que pudieran ser afectados por la ruta de la lnea o las reas requeridas para la construccin.

Coordinar con el INC la supervisin en campo del estudio arqueolgico Presentacin del informe final al INC, levantamiento de observaciones y tramitar hasta la

obtencin del CIRA Para el desarrollo del Estudio de Impacto Ambiental se deber tener en cuenta la ley de participacin ciudadana que exige talleres informativos durante el desarrollo del estudio. Recientemente se ha creado el Ministerio de Cultura el cual probablemente incorpore al INC, por lo que el Concesionario en el momento de la adjudicacin de la Buena Pro deber coordinar con las entidades respectivas para validar la legistacin vigente.

4.2 DESCRIPCIN Y CARACTERSTICAS DE LAS LNEAS DE TRANSMISIN Las principales caractersticas de la lnea de transmisin son las siguientes: Tensin Nominal (kV) 220 138

Tramo Suriray-Tintaya Nueva Quencoro a Quencoro existente

Vano promedio terico (m) 450 100. Nmero de Circuitos Una terna Una terna N Conductores x Fase Dos (2) Dos (2) N Cable de Guarda Dos (2) Uno (1) Conductor (mm) 319 ACSR - Parakeet 319 ACSR - Parakeet Cable de Guarda OPGW 106 mm (24 hilos) 106 mm (24 hilos) Cable de Guarda EHS 7/16 " EHS - Estructuras Torres (Acero) Postes Autosoportados

(Acero) Aisladores Cadena de 20, 21 y 22 Cadena de 13 y 14 aisladores porcelana Aisladores porcelana y tipo line post Puesta a Tierra Contrapesos y electrodos tipo copperweld En los planos N LT-01, LT-02 y LT-03 se muestra las rutas de las lneas de transmisin cuya relacin de vrtices es la siguiente: Coordenadas

Coordenadas UTM WGS84 - Zona 19de la Lnea de Transmisin Tramo Suriray - Quencoro

Vrtice Este Norte Dist. Parcial Dist. Acum. Cota Angulo

V-0 110 921 8 543 558 0,00 0,00 2 094 -1243'43" (a) V-1 110 668 8 541 883 1 693,99 1 693,99 2 580 -1830'29" V-2 110 931 8 540 379 1 526,82 3 220,82 2 625 -5232'39" V-3 113 549 8 539 014 2 952,48 6 173,30 2 524 3511'16" V-4 115 435 8 535 356 4 115,58 10 288,87 2 950 -3651'46" V-5 127 511 8 529 502 13 420,10 23 708,97 3 957 -6658'18" V-6 134 609 8 535 696 9 420,58 33 129,55 3 163 6611'20" V-7 144 015 8 531 294 10 385,11 43 514,66 3 221 1759'34" V-8 151 094 8 524 676 9 690,73 53 205,38 3 715 1428'47" V-9 162 010 8 507 507 20 345,36 73 550,74 3 644 -4706'20"

V-10 165 286 8 506 903 3 331,21 76 881,95 3 663 1139'13" V-11 169 480 8 505 200 4 526,57 81 408,53 3 710 1814'53" V-12 175 799 8 499 832 8 291,27 89 699,80 3 473 -3026'08" V-13 180 726 8 498 971 5 001,66 94 701,46 3 525 -0429'00" V-14 184 861 8 498 578 4 153,63 98 855,10 3 472 -4057'04" V-15 185 546 8 499 067 841,63 99 696,73 3 360 -5100'36" (b)

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Tramo Quencoro-Onocora (78.9km) Vrtice Este Norte Dist. Parcial Dist. Acum. Cota Angulo

S-0 185 600 8 499 055 0,00 0,00 3 368 -5810'34" (c) S-1 186 716 8 498 299 1 347,96 1 347,96 3 662 1022'15" S-2 187 727 8 497 306 1 417,10 2 765,06 3 435 1422'32" S-3 187 959 8 496 922 448,64 3 213,70 3 428 -2216'46" S-4 188 374 8 496 614 516,81 3 730,51 3 385 -5244'17" S-5 191 812 8 497 610 3 879,37 7 609,87 3 681 4533'07" S-6 199 008 8 493 556 8 259,38 15 869,25 4 334 2930'02" S-7 218 317 8 461 552 37 377,71 53 246,96 4 185 -1421'56" S-8 229 758 8 450 297 16 049,03 69 296,00 4 228 1017'50" S-9 232 803 8 445 976 5 286,12 74 582,12 3 921 1718'41"

S-10 236 665 8 433 991 12 591,87 186 870,72 3 946 -1057'29" S-11 240 453 8 427 106 7 858,25 194 728,98 4 262 -2026'27"

Tramo Onocora-Tintaya (103.3 km) Vrtice Este Norte Dist. Parcial Dist. Acum. Cota Angulo

S-12 244 687 8 423 459 5 588,15 200 317,12 3 985 2814'05" (d) S-13 248 197 8 414 327 9 783,33 210 100,45 4 485 1318'0" (d) S-14 249 874 8 401 964 12 476,22 222 576,67 4 385 094'00" S-15 248 257 8 356 232 45 760,58 268 337,25 4 417 -1604'03" S-16 246 532 8 350 952 5 554,64 273 891,89 3 962 -3203'19" S-17 247 263 8 348 012 3 029,52 276 921,40 4 198 1109'14" S-18 247 386 8 345 505 2 510,02 279 431,42 4 039 -6506'21" S-19 249 747 8 344 547 2 547,96 281 979,38 4 019 -5840'55" (e)

(a) Salida SE Suriray 220kV (b) Llegada SE Nueva Quencoro 220kV (c) Salida SE Nueva Quencoro 220kV (d) Entre los vrtices se debern instalar estructuras para la derivacin futura a la SE Onocora. (e) Llegada SE Nueva Tintaya 220kV

Coordenadas UTM de Vrtice de Enlace en 138 kV Quecoro-Quencoro Nueva Coordenadas UTM WGS84 - Zona 19

Vrtice Este Norte Dist. Parcial Dist. Acum. Cota Angulo

T-0 185 385 8 500 501 0,00 0,00 3 285 9445'49" (a) T-1 185 325 8 500 477 64,62 64,62 3 286 -3401'57" T-2 185 175 8 500 256 267,10 331,72 3 289 -2809'25" T-3 185 171 8 500 218 38,21 369,93 3 290 -5643'11" T-4 185 248 8 500 155 99,49 469,42 3 291 9013'15" T-5 184 853 8 499 676 620,86 1 090,28 3 319 -10046'28" T-6 185 557 8 499 290 802,88 1 893,15 3 328 6530'02" (b)

(a) Salida SE Quencoro Existente 138kV (b) Llegada SE Nueva Quencoro 220kV

4.3 CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LA LNEA DE TRANSMISIN 4.3.1 Criterios generales a ser considerados

La capacidad de transporte en general debe obedecer a los siguientes criterios: La capacidad operativa en 220 y 138 kV debe ser la potencia contnua requerida por el sistema

bajo la cual la temperatura del conductor no debe exceder el valor de 75C y prdidas de potencia inferiores a 3.5 y 6% respectivamente de la capacidad operativa. Para el presente proyecto se define la capacidad operativa en 240 y 150 MVA para 220 y 138 kV respectivamente y para una temperatura del conductor inferior a 55C.

La capacidad contingente en 220 y 138 kV debe ser la potencia contnua requerida por el sistema para un tiempo determinado bajo la cual la temperatura del conductor no debe exceder de 75C y prdidas de potencia inferiores a 5 y 8% res pectivamente de la capacidad contingente. Para el presente proyecto se define la capacidad contingente en 300 y 188 MVA respectivamente para 7 dias y una temperatura del conductor inferior a 65 C. La capacidad contingente considerada equivale a una sobrecarga del 25% de la capacidad operativa.

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COES PRICONSA

La capacidad mxima de transmisin por emergencia en 220 y 138 kV para el tiempo requerido por el sistema debe ser tal que la temperatura del conductor no exceda los 75 C; bajo estas condiciones las prdidas de potencia no deben superar los valores de 8 y 13 % respectivamente (220 y 138 kV). Para el presente proyecto se considera una capacidad de emergencia no menor de 450 MVA para una temperatura lmite de 75 C..

Un criterio que se recomienda estandarizar es el uso de un haz mnimo de dos conductores por fase para los niveles de tensin en 220 kV y superiores y para los niveles de 138 kV en zonas de sierra con alturas superiores a 3000 msnm, lo cual permite mayor capacidad de transporte y menores prdidas de potencia para inversiones equivalentes a un conductor por fase.

En base a las temperaturas mximas indicadas y efecto creep para 30 aos se han fijado las alturas de las torres para que cumplan con las distancias verticales mnimas de seguridad.

Para el presente proyecto en los niveles de 220 y 138 kV se ha definido como conductor de lnea un haz doble por fase de 319 mm2 ACSR (denominacin ASTM : Parakeet).

Es importante tomar en cuenta que de acuerdo al "Aluminum Electrical Conductor Handbook" la corriente de lmite trmico de los conductores definida como la temperatura mxima permanente sin que se genere deformacin en las caractersticas mecnicas del conductor es 90C y la temperatura mxima de los conductores para la situacin ms crtica de transmisin para el presente proyecto se ha definido en 75C es decir u n mrgen de 15C.

El anlisis ha tomado como premisa la experiencia en zonas de sierra del pas por lo cual se ha definido el ACSR como material del conductor a ser utilizado. Para definir la capacidad de transmisin se han analizado el uso de un conductor por fase en los rangos de 546 a 817 mm2 versus un haz de dos conductores por fase en el rango de 2x234 a 2x375 mm2 por fase, obtenindose como resultado que para secciones equivalentes el haz de dos conductores por fase tiene una capacidad mxima de transmisin superior en 30% que el conductor simple y prdidas corona menores en 27% en promedio. El resumen del clculo comparativo se presenta en el anexo 4.1 para los rangos de conductores indicados.

4.3.2 Parmetros Elctricos de la Lnea de Transmisin Para el clculo de Los parmetros elctricos de la lnea se tomo como referencia el EPRI: Applet CC-5 TRANSMISSION LINE PARAMETERS.

a. Caractersticas del Conductor y Cable de Guarda

Las caractersticas principales del conductor y cable de guarda se muestran a continuacin: Tipo ACSR-Parakeet OPGW EHS

Seccin nominal 319 mm 106 mm 7/16" (dimetro) Nmero de hilos 31 24 7

Dimetro exterior 23,22 mm 14,7 mm 11.11 mm

Peso unitario 1 140 kg/km 457 kg/km 595 kg/km

Carga de rotura 8 999 kg 6 370 kg 9 450 kg

Modulo de elasticidad 7 000 kg/mm2 12 700 kg/mm2 21 000 kg/mm2

Coeficiente de expansin lineal 1,93 x 10-5 C-1 1,5 x 10-5 C-1 1,15 x 10-5 C-1

Parmetro Elctrico de Conductor de la Lnea de Transmisin Conductor Req (25C) X C

Ohm/km Ohm/km nF/kmParakeet 0,0534 0,3945 11,23

El resultado de los clculos se presenta en el Anexo N 4.1. 4.3.3 Capacidad Trmica de Conductores debido al Cortocircuito

A continuacin se verifica la capacidad trmica del conductor considerado para la lnea frente a la corriente de cortocircuito, la cual esta dada por la siguiente formulacin (Referencia: Overhead Power Lines Book 2003- F. Kiessling, P. Nefzger, J. F. Nolasco, U. Kaintzyk):

Donde:

Material del conductor I = kA Corriente admisible en amperios

( )( )

+ 121ln tt

kpc

t

SI

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S = mm Seccin C = Joule/kg C Calor especfico = kg/mm3m Peso especfico = Ohm mm2/m Resistividad del metal a la temperatura inicial t1 = 1/C Coeficiente incr. Resistencia c/ temperatura t1 = C Temperatura en el instante t1 de inicio t2 = C Temperatura en el instante t2 t = seg Tiempo duracin del corto circuito

kp = Coeficiente pedicular o Rca/Rcd Los resultados para el conductor y los cables de guarda de presentan en el Anexo N 4.2

4.3.4 Capacidad Trmica de Conductores El objeto del clculo es determinar la temperatura de trabajo final del conductor teniendo en cuenta el efecto de las condiciones climatolgicas as como la ubicacin geogrfica de la lnea de transmisin. En el Anexo N 4.1 se muestra los resultados para la capacidad de la lnea transmisin, en amperios, para diferentes temperaturas del medio ambiente y para las diferentes temperaturas del conductor. Esta informacin nos sirve de base para la definicin de la temperatura en la hiptesis de mxima flecha del clculo mecnico de conductores. Los clculos, fueron hechos en base a IEEE Std. 738 2006 (IEEE Standard for calculating the Current-Temperature of bare Overhead Conductors)

)( CSrC

TRqqq

I+

=

Donde:

Cq Son las Prdidas Convectivas (w/m). rq Es el calor irradiado por el conductor (w/m). Sq Calor irradiado por el sol (w/m).

I Es la Corriente (Amp). )(TcR Resistencia a la Temperatura del conductor (ohm/km).

Como resultado se empleara el conductor ACSR Parakeet 319mm2 para la Lnea de transmisin 220kV, 240MVA y se usara el mismo conductor para la Lnea de 138kV, 150MVA (En ambos casos 2c/fase)

Parmetros para el clculo de ampacidad del conductor Emisitividad

Absorcin Solar

Hora da

mes Altitud terreno

Temp. Amb-

Vel. Viento

Azimuth lnea

Latitud

0,6 0,5 12:00:00

a.m. Febrero

4000 msnm

25 C 0,5555

m/s 66,7 30,7

Ver Anexo N 4.2 4.3.5 Prdidas Elctricas

a. Gradiente Corona

Para limitar el efecto corona, se recomienda que los conductores tengan un radio mnimo, donde la tensin superficial, debe ser menor que el gradiente crtico visual. La configuracin de 2 conductores por fase, ayuda a disminuir el gradiente corona. Tal efecto ocasiona prdidas de energa, las cuales aumentan con la tensin y dependen asimismo de la distancia entre conductores y de su dimetro. (Referencia: EPRI APPLET: CC-1 Conductor Surface Gradiente 2-D). De los clculos realizados (ver Anexo N 4.1) se tiene un gradiente de 12.66 kV/cm, el cual esta por debajo del gradiente crtico.

b. Prdidas por efecto Corona

En base a las caractersticas climticas de la zona se tiene 2 indicadores de prdidas por corona, sin lluvia y bajo lluvia, los resultados fueron obtenidos del EPRI APPLET: CL-1 Transmision Line Corona Loss, en base al mtodo BPA (Bonneville Power Administration), que aplica para nuestro caso. (Para 2 conductores por fase a ms, correccin por altura y correccin por lluvia) Las consideraciones para el clculo fueron en base a los datos del Senamhi y son las siguientes:

Porcentaje del clima anual

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Clima Sin lluvia 65 % Clima con lluvia 30 % Fuerte lluvia 25 % Lluvia media 50 % Garas 25 % Clima con nieve 5 % Fuerte nieve 20 % Nieve media 30 % Nieve ligera 40 % Granizo 10 %

Total 100 % Precipitaciones 2.9 mm/h

Los resultados obtenidos para Prdidas corona son los siguientes: Conductor Sin Lluvia Con Lluvia

kW/km kW/kmParakeet 1,8 5,4

El resultado de los clculos se presenta en el Anexo N 4.1. 4.3.6 Prdidas Joule

ConductorPrd Joule

kW/kmPrdidas

potencia%

Parakeet 23,1 3

4.3.7 Prdidas de Energa

)(7608aoKm

MWhFPEP PJAJA

=

Donde el factor de prdidas es: 27,03,0 CCP FFF +=

Los clculos se muestran en el Anexo N 4.1 y se realizaron para un factor de carga de 0,75.

4.4 SELECCIN DEL AISLAMIENTO 4.4.1 Seleccin y Descripcin

Actualmente existen en el mercado pocas variedades en cuanto a materiales a ser utilizados. Las alternativas comunes son los aisladores de porcelana, de vidrio y los aisladores de goma de silicn. Para los niveles de tensin de 138 y 220 kV los precios de los aisladores son similares, mencionndose algunas caractersticas particulares de cada uno. Los aisladores polimricos son menos pesados que los aisladores de porcelana y de vidrio, y su

montaje es ms fcil. En el pas todava no se han tenido buenas experiencias en las zonas de sierra de alturas superiores a los 3000 msnm.

Los aisladores de vidrio son delicados, pero su ventaja se puede ver en el caso de falla. Cuando esto sucede, el aislador de vidrio se quiebra y las fracciones caen completamente lo que reduce el tiempo de ubicacin de la falla y por lo tanto el de mantenimiento.

Los aisladores de porcelana se han usado convencionalmente durante aos en lneas de transmisin y has demostrado su utilidad, son competitivos en precio, pero como desventaja puede decir que el tiempo para detectar fallas es mayor que en otros casos.

Para el proyecto se propone cadenas de aisladores de porcelana, pudiendo el concesionario reevaluar esta alternativa con aisladores de vidrio durante la ingeniera de obra. Para efectuar la seleccin por aislamiento se han definido las siguientes tres zonas de anlisis:

Definicin de Zonas Zona Tensin Nominal

Metros sobre el nivel del mar h (msnm)

I 220 kV mayores a 3 500 msnm

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II 220 kV hasta 3500 msnm III Enlace 138 kV h = 3 500 msnm

Los criterios empleados para la definicin del aislamiento de la lnea se detallan a continuacin. 4.4.2 Aislacin Necesaria por Contaminacin

Esta solicitacin ha determinado la longitud de la lnea de fuga requerida dependiendo de la zona por donde pasa la lnea de transmisin. El rea geogrfica del proyecto se caracteriza por desarrollarse en zona sierra y de frecuentes lluvias. Segn las recomendaciones IEC 815 (ver Anexo N 4.3.1), para la zona sierra del proyecto corresponde la categora de polucin media de 20 mm / kV fase-fase, entonces para las diferentes zonas por altitud y tensiones se tiene las siguientes lneas de fuga:

Aislamiento por Contaminacin

Zona Altitud (msnm) Factor

Correccin Tensin

(kV) Norma IEC 815

(mm/kV) Lnea de Fuga

(mm) N de

Aisladores ANSI 52-3

I mayor a - 3500 1,325 220 20 6 228 22 II hasta - 3 500 1,242 220 20 5 837 20 III 3 500 1,242 138 20 3 602 13

4.4.3 Aislacin Necesaria por Sobretensiones a Frecuencia Industrial Est dada por la siguiente expresin:

flNHVmaxfsVfi

n

= )1(3

donde fs : Factor de sobretensin a frecuencia industrial (1,5) Vmax. : Tensin mxima (235 kV, 145 kV) H : Factor por Humedad (1,0) N : Nmero de desviaciones estndar alrededor de la media (3)

: Desviacin estndar (2%) : Densidad relativa del aire

n : Exponente emprico (n=0,7) fl : Factor por lluvia (0,7) Obtenemos los siguientes resultados:

Aislamiento por Sobretensin a Frecuencia Industrial

Zona Tensin Nominal (kV) Altitud

(msnm ) Densid. Relativa

del aire ( ) Vfi

(kV) Espaciamiento mnimo (mm)

N de Aisladores ANSI 52-3

I 220 4 500 0,70 457 1 260 8 II 220 3 500 0,58 414 1 080 7 III 138 3 500 0,65 260 680 4

El espaciamiento mnimo se obtiene del grfico mostrado en el Anexo N 4.3.2. 4.4.4 Aislacin Necesaria por Sobrevoltajes de Maniobra

Est dada por la siguiente expresin:

flNHVmaxfsVm

n

=

)1(32

donde fs : Factor de sobretensin de maniobra (3) Vmax : Tensin mxima (235 kV, 145 kV) H : Factor por Humedad (1,0)

N : Nmero de desviaciones estndar alrededor de la media (3) : Desviacin estndar (5%) : Densidad relativa del aire n : Exponente emprico (n=0,8) fl : Factor por lluvia (0,95) Obtenemos los siguientes resultados:

Aislamiento por Sobrevoltaje de Maniobra Zona Tensin Nominal (kV)

Altitud (msnm )

Densid. Relativa del aire ( )

Vm (kV)

Espaciamiento mnimo (mm)

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I 220 4 500 0,70 1 114 3 100 II 220 3 500 0,58 996 2 200 III 138 3 500 0,65 627 1 200

El espaciamiento mnimo se obtiene del grfico mostrado en el Anexo N 4.3.3. 4.4.5 Aislacin Necesaria por Sobretensiones de Impulso

Est dada por la siguiente expresin:

= )1( NNBIVi

donde NBI : Nivel Bsico de Aislamiento (1050 kV-BIL y 650 kV-BIL, ver Anexo N 4.3.4) N : Nmero de desviaciones estndar alrededor de la media (1,3) : Desviacin estndar (3%) : Densidad relativa del aire Obtenemos los siguientes resultados:

Aislamiento por Sobrevoltaje al Impulso Zona Tensin Nominal (kV)

Altitud (msnm )

Densid. Relativa del aire ( )

Vi (kV)

Espaciamiento mnimo (mm)

N de Aisladores ANSI 52-3

I 220 4 500 0,70 1 910 3 100 22 II 220 3 500 0,58 1 659 2 730 19 III 138 3 500 0,65 1 054 1 680 12

El espaciamiento mnimo se obtiene del grfico mostrado en el Anexo N 4.3.2. 4.4.6 Cantidad de Aisladores

Luego de evaluar los resultados anteriores, se define las siguientes cantidades de aisladores: Cantidad de Aisladores

Zona Tensin Nominal (kV) Altitud

(msnm ) Cantidad de Aisladores

Suspensin Anclaje I 220 4 500 22 23 II 220 3 500 20 21 III 138 3 500 13 14

4.5 SELECCIN Y DISEO DE LAS ESTRUCTURAS SOPORTE 4.5.1 Seleccin del Tipo de Estructura Soporte

Para la lnea de tran

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2.Informe III