csl-132100-1-se00-6-if-02 rev 2

Proyecto: Estudio Definitivo e Ingeniería de Detalle de la Línea de Transmisión Carhuaquero-Cajamarca Norte-Cáclic-

Moyobamba en 220kV y subestaciones asociadas

Código del Proyecto:

132100

Revisión: 2

INGENIERIA DEL PROYECTO

CSL-132100-1-SE00-6-IF-02 Páginas: 147

CONTROL DE REVISIONES

Rev. Fecha

Elaborado Revisado Aprobado Descripción del Cambio

Iniciales Firma Iniciales Firma Iniciales Firma

A 15.09.13 WNF/ESZ

VBC/PSC

HUZ

Informe para revisión interna

B 25.09.13 WNF/HCS

VBC/PSC

HUZ

Informe Final para revisión del cliente

C 30.01.14 WNF/HCS

VBC/PSC

HUZ

Levantamiento de Observaciones de COBRA. Se actualizó el Estudio de Operatividad a consecuencia de la reducción del tramo 3 LT Cáclic – Moyobamba Nueva.

0 16.05.14 WNF/HCS

VBC/FQA

HUZ

Levantamiento de Observaciones de COES, CONENHUA, DUKE ENERGY, RIO TINTO.

1 27.06.14 VBC/HCS

HUZ/FQA

HUZ

Incluye Nuevas Subestaciones: Nueva Carhuaquero y Nueva Cajamarca.

2 10.07.14 VBC/HCS

HUZ/FQA

HUZ

Levantamiento de Observaciones COBRA PERU y DESSAU.


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Estudio de Pre Operatividad CESEL Ingenieros Junio 2014

INDICE

1. SISTEMA ELECTRICO ANALIZADO ................................................................................ 4 2. LÍNEA DE TRANSMISIÓN CARHUAQUERO-CAJAMARCA NORTE-CÁCLIC-

MOYOBAMBA EN 220KV .................................................................................................. 4 2.1 Características generales del proyecto .......................................................................... 4 2.1.1 Ubicación. .......................................................................................................................... 4 2.1.2 Descripción y alcances. ................................................................................................... 5 2.1.3 Condiciones climatológicas. ........................................................................................... 5 2.1.4 Diagrama unifilar del sistema con los puntos de conexión al SEIN............................ 5 2.1.5 Capacidad de transmisión de la línea. ............................................................................ 6 2.2 INFORMACIÓN DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN. ......................................................... 6 2.2.1 Descripción del recorrido de ruta. .................................................................................. 6 2.2.2 Características técnicas generales. ................................................................................ 7 2.2.3 Normas de diseño. .......................................................................................................... 15 2.2.4 Criterios de diseño de los componentes principales de la línea. .............................. 15

2.3 Resumen de cálculos justificativos. ............................................................................. 36 2.3.1 Cálculo de niveles de aislamiento. ............................................................................... 36 2.3.2 Cálculo eléctrico para la selección del conductor y capacidad térmica de diseño. 36 2.3.3 Cálculo de parámetros eléctricos. ................................................................................ 37 3. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ................................................................................... 39 3.1 Objetivo ............................................................................................................................ 39 3.2 Alcances .......................................................................................................................... 39 3.2.1 Ampliación S.E. Carhuaquero 220 kV ........................................................................... 39 3.2.2 S.E. Nueva Carhuaquero 220 kV ................................................................................... 39 3.2.3 Ampliación S.E. Cajamarca Norte 220 kV ..................................................................... 39

3.2.4 S.E. Nueva Cajamarca 220 kV ........................................................................................ 40 3.2.5 S.E. Cáclic 220/138/22,9 kV ............................................................................................ 40 3.2.6 S.E. Moyobamba Nueva 220/138/22,9 kV ...................................................................... 40 3.3 Parámetros del Sistema ................................................................................................. 40 3.4 Normas Aplicables .......................................................................................................... 42 3.5 Ampliación SE Carhuaquero 220 kV ............................................................................. 43 3.5.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico ....................................................... 43 3.5.2 Descripción Técnica Obras Electromecánicas S.E. Carhuaquero 220 kV ................ 45 3.6 Subestación Nueva Carhuaquero 220 kV ..................................................................... 56 3.6.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico ....................................................... 56

3.6.2 Descripción Técnica Obras Electromecánicas ............................................................ 58 3.7 Ampliación SE Cajamarca Norte 220 kV ....................................................................... 68 3.7.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico ....................................................... 68 3.7.2 Descripción técnica de obras electromecánicas ........................................................ 70 3.8 Subestación Nueva Cajamarca 220 kV ......................................................................... 84 3.8.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico ....................................................... 84 3.8.2 Descripción Técnica Obras Electromecánicas ............................................................ 87 3.9 Nueva Subestación Cáclic 220/138/22,9 kV .................................................................. 97 3.9.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico ....................................................... 97 3.9.2 Descripción Técnica Obras Electromecánicas .......................................................... 100

3.10 Nueva Subestación MOYOBAMBA NUEVA 220/138/22,9 KV ................................... 113


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3.10.1 Criterios y premisas de diseño electromecánico ...................................................... 113

3.10.2 Descripción técnica obras electromecánicas ............................................................ 116 4. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS EQUIPO DE PROTECCIÓN MULTIFUNCIÓN ...... 129 4.1 Extensión del Suministro ............................................................................................. 130 4.2 Normas ........................................................................................................................... 130 4.3 Caracteristicas Generales y Constructivas................................................................ 131 4.4 Funcionalidades de la protección diferencial de líneas y cables ............................ 133 4.5 Funcionalidades de la protección de distancia ......................................................... 133 4.6 Funcionalidades de la protección diferencial de autotransformadores ................. 135 4.7 Funcionalidades de las unidades de control de bahia (BCU) .................................. 135 4.8 Funcionalidades de la protección diferencial de reactores de linea ....................... 137 4.9 Funcionalidades de la protección diferencial de barras .......................................... 137 4.10 Funcionalidades de la protección de sobrecorriente multifunción ......................... 139 4.11 Pruebas de aceptación ................................................................................................. 139 5. Resumen del Sistema de Control y Comunicaciones ............................................... 140 5.1 Generalidades ............................................................................................................... 140 5.2 Sistema de Control ....................................................................................................... 142 5.2.1 Automatización ............................................................................................................. 144 5.2.2 Requerimientos Funcionales ....................................................................................... 145 5.2.3 Registradores de Fallas ............................................................................................... 146 5.2.4 Sistema de Medición .................................................................................................... 146

5.3 Sistema de Telecomunicaciones ................................................................................ 147

ADJUNTOS

• Líneas de Transmisión

Planimetría de las líneas de transmisión (AUTOCAD) Memorias de Cálculo Archivos Google Earth

• Subestaciones Eléctricas

Hojas de Datos Técnicos de los equipos de patio (HOJAS EXCEL) Memorias de Cálculo Planos Electromecánicos y Diagramas Unifilares (PLANOS AUTOCAD)


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ESTUDIO DE PRE-OPERATIVIDAD INGENIERÍA DEL PROYECTO

1. SISTEMA ELECTRICO ANALIZADO

Se desarrollará el estudio de preoperatividad para el sistema eléctrico de 6 barras que se muestra a continuación.

Figura 1-1. Diagrama unifilar del Proyecto COBRA.

Este análisis toma en cuenta la absolución de observaciones desarrollado por CESEL para el informe de preoperatividad anterior de 4 barras, que constaba de los 3 informes siguientes:

- CSL-132100-1-SE00-6-IF-01 Estudios Eléctricos - Rev 0 - CSL-132100-1-SE00-6-IF-02 Ingeniería del Proyecto - Rev 0 - CSL-132100-1-SE00-6-IF-03 Resumen Ejecutivo - Rev 0

2. LÍNEA DE TRANSMISIÓN CARHUAQUERO-CAJAMARCA NORTE-CÁCLIC-MOYOBAMBA EN 220KV

2.1 Características generales del proyecto 2.1.1 Ubicación.


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El área del proyecto se encuentra ubicada tanto en la costa, Sierra Norte como en la Selva Norte del Perú, entre la Subestación Carhuaquero 220 kV, Nueva Carhuaquero 220 kV, Cajamarca Norte 220 kV, Nueva Cajamarca 220 kV, Cáclic 220 kV y Moyobamba Nueva 220 kV, en los departamentos de Cajamarca, Amazonas y San Martín con una distancia aproximada de 369.30 km (Esta longitud considera la optimización del tramo total, que antes fue 401,0 km, ya que el tramo III fue optimizado entre los vértices V4 y V13N).

2.1.2 Descripción y alcances.

Esta línea recorrerá zonas tanto de costa, sierra y selva con altitudes desde los 390 hasta los 3850 msnm, para ello la línea de transmisión será clasificada en dos zonas,

• Zona 1 para altitudes entre 0 a 3000 msnm.

• Zona 2 para altitudes entre 3000 a 4000 msnm.

Este documento entrega Información Referencial de Pre Operatividad de la Línea 220kV cuyo recorrido está definido por los siguientes tramos:

• Tramo 1: Línea de 220kV Nueva Carhuaquero – Nueva Cajamarca.

• Tramo 2: Línea de 220kV Nueva Cajamarca – Cáclic.

• Tramo 3: Línea de 220kV Cáclic – Moyobamba Nueva.

• Tramo 4: Línea de 138kV Moyobamba Nueva – Moyobamba Existente.

2.1.3 Condiciones climatológicas. Zona 1 para altitudes menores a 3 000 msnm. Temperatura Máxima : 35 °C Temperatura Media Mensual : 20 °C Temperatura Mínima : 0 °C Velocidad de Viento de Diseño : 94 km/h Elevación Sobre el Nivel del Mar : 390 a 3000 m.s.n.m. Los valores de temperatura mínima, máxima y media absoluta se obtuvieron de los registros de los últimos años del Senamhi.

Zona 2 para altitudes mayores a 3 000 msnm y menores a 4 000 msnm. Temperatura Máxima : 22 °C Temperatura Media Mensual : 12 °C Temperatura mínima : -11 °C Velocidad de Viento de Diseño : 104 km/h Elevación sobre el nivel del mar : 3001 a 3820 m.s.n.m. Los valores de temperatura mínima, máxima y media absoluta se obtuvieron de los registros de los últimos años del Senamhi.

2.1.4 Diagrama unifilar del sistema con los puntos de conexión al SEIN.


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Figura 2.1.4-1. Diagrama unifilar del Proyecto Línea de Transmisión Carhuaquero- Cajamarca Norte-

Cáclic-Moyobamba en 220Kv. y Subestaciones asociadas.

2.1.5 Capacidad de transmisión de la línea.

En el tramo de la línea de transmisión 220 kV Nueva Carhuaquero - Nueva Cajamarca en simple terna, se transmitirá en el límite térmico la potencia de 480 MVA cuyo valor es mayor a la potencia en condiciones de operación normal (300 MVA), condiciones de contingencias (360 MVA) y para la potencia de diseño (450 MVA). Para el tramo de LT 220 kV Nueva Cajamarca – Cáclic con estructuras en doble terna, pero instalado solamente una terna, la potencia en límite térmico será de 480 MVA que es superior a la potencia en condiciones de operación normal (220 MVA), condiciones de contingencias (264 MVA) y para la potencia de diseño (320 MVA). Para el tramo de LT 220 kV Cáclic – Moyobamba con estructuras en doble terna, pero instalado solamente una terna, la potencia en límite térmico será de 327 MVA (Con un conductor ACAR 1200 MCM) que es superior a la potencia en condiciones de operación normal (220 MVA), condiciones de contingencias (264 MVA) y para la potencia de diseño (320 MVA).

2.2 INFORMACIÓN DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN. 2.2.1 Descripción del recorrido de ruta.

La Línea de transmisión tiene su inicio en el pórtico de la Subestación Nueva Carhuaquero 220 KV (Coordenadas UTM WGS 84; Huso 17; 693 913,81E; 9 269 424,16N y altitud 380 msnm), este tramo de línea se conecta con el pórtico de llegada de la Subestación Nueva


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Cajamarca. En este tramo, la línea de trasmisión 220 kV presenta 28 vértices de cambio de dirección (Ver plano CSL-132100-1-LT00-0-PL-01), así mismo, se caracteriza por tener un rápido ascenso hasta sobrepasar los 1 000,00 msnm en cercanías del vértice V2, pues el vértice V-2A se sitúa a 2184,72 msnm, seguidamente entre los vértices V-2B y V4 la altitud está entre 2 408,78 y 1 142,09 msnm, este subtramo es de acceso complicado propio del área. Del vértice V4 al vértice V8, la LT 220 kV tiene un comportamiento de franco acceso hasta alcanzar los 3 749,36 msnm (en V8), por otro lado, en las cercanías del vértice V5 y en dirección del avance de la línea, se evidencia el inicio de la presencia de bosques y profundas quebradas. A partir del vértice V8 hasta el vértice V18 la LT 220 kV describe altitudes variadas que en promedio alcanzan los 3 300,00 msnm, con presencia de bosques de pino. Finalmente, este tramo de línea tiene al vértice V18, como vértice final y contiguo al pórtico de llegada de subestación Nueva Cajamarca. El siguiente tramo de línea, comprende la conexión de la subestación Nueva Cajamarca y la subestación Cáclic, este tramo presenta 38 vértices a lo largo de su recorrido, iniciándose en el vértice V0 (Coordenadas UTM WGS 84; Huso 17; 765 007,94E; 9 219 145,65N y altitud 3 612,42 msnm). Entre los vértices V0 y V8A el trazo de ruta se encuentra ubicada sobre los 3 245,31 msnm, el valor promedio de altitud de este subtramo alcanza los 3400,00 msnm. Esta parte del tramo se caracteriza por la presencia de bosques principalmente. A continuación y a partir del vértice V9 hasta el vértice V14, el trazo de ruta describe un descenso de altitud, alcanzando un mínimo de 1 174,29 msnm en el vértice V11, la altitud promedio de este subtramo es de 2 065,00 msnm. A partir del vértice V15 hasta V18 se nota el incremento de la altitud, que en promedio llega a situarse en 3 260,00 msnm; finalmente del vértice V19 hasta el vértice V25 se nota un nuevo descenso, alcanzando una altitud mínima 1 931,09 msnm en el vértice V23; en este último subtramo, el promedio de la altitud es de 2233,00 msnm, siendo V25 el vértice final y contiguo al pórtico de llegada de la Subestación Cáclic. El tercer tramo de línea, se inicia en el pórtico de salida de la Subestación de Cáclic con dirección al pórtico de llegada de la Subestación de Moyobamba Nueva. Este tramo tiene 37 vértices (sujeto a variación por optimización en la longitud de este tramo entre los vértices V4 - V13N). Este tramo de línea se caracteriza por presentar una profusa vegetación y denota un descenso apreciable en los niveles de altitud, es decir, del pórtico de salida de la Subestación Cáclic (Coordenadas UTM WGS 84; Huso 17; 848 807,32E; 9 309 688,79N y altitud 2 226,68 msnm) hasta el vértice V13C, presenta una altitud promedio de 1 922,73 msnm siendo su cota de ubicación mínima sobre el vértice V13A (1078,882 msnm), a partir del vértice V14 hasta el vértice V22 la LT 220 kV, recorre por altitudes ubicada por debajo de los 1000 msnm, en este último subtramo la altitud promedio alcanza un valor de 880,81 msnm. Finalmente V22 es el vértice final de este tramo y además es contiguo al pórtico de llegada de la subestación Moyobamba Nueva. El cuarto tramo de la línea tiene su inicio en la Subestación de Moyobamba Nueva del lado de barra de 138kV y empalma con la SE Moyobamba existente, así mismo, este tramo de línea está proyectado operar en configuración de doble terna y 01 conductor por fase. Por otro lado, este tramo recorre fundamentalmente aéreas circundante e interiores de la cuidad de Moyobamba.

2.2.2 Características técnicas generales.


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a. Características de línea y estructuras.

• Data del Conductor ACAR 750 MCM. Para los tramos I, II y IV

-Tipo ACAR

-Diámetro 25,32 mm

-Sección 380 mm2

-Peso 1,046 Kg/m

-UTS 84,67 kN

-Coeficiente de dilatación térmica 23 x 10-6 1/°C

-Resistencia a 20°C (dc) 0,0816 Ohm/km

-Módulo de elasticidad 6,047 Kg/mm2

• Data del Conductor ACAR 1200 MCM. Para el tramo III

-Tipo ACAR

-Diámetro 32,03 mm

-Sección 608 mm2

-Peso 1,6734 Kg/m

-UTS 13714 kg

-Coeficiente de dilatación térmica 23 x 10-6 1/°C

-Resistencia a 20°C (dc) 0,0511 Ohm/km

-Módulo de elasticidad 6,047 Kg/mm2

• Tramo I LT 220 kV SE Nueva Carhuaquero – SE Nueva Cajamarca, simple terna con dos subconductores por fase (2 x 750 MCM)

TIPO UTILIZACIÓN ANGULO SS SUSPENSIÓN 0 - 1° SSR SUSPENSIÓN REFORZADA 0° - 10° SA ANGULAR MEDIO 0 - 30° ST ANGULAR MAYOR 30° - 60°

• Tramo II LT 220 kV SE Nueva Cajamarca – SE Cáclic, doble terna con dos subconductores por fase (2 x 750 MCM) TIPO UTILIZACIÓN ANGULO DS SUSPENSIÓN 0 - 1° DSR SUSPENSIÓN REFORZADA 0 - 10° DA ANGULAR MEDIO 0 - 30° DT ANGULAR MAYOR 30° - 60° DX TRANSPOSICIÓN 0°


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• Tramo III LT 220 kV SE Cáclic – SE Moyobamba Nueva, doble terna con un subconductor por fase (1 x 1200 MCM)

TIPO UTILIZACIÓN ANGULO DS SUSPENSIÓN 0 - 1° DSR SUSPENSIÓN REFORZADA 0 - 10° DA ANGULAR MEDIO 0 - 30° DT ANGULAR MAYOR 30° - 60° DX TRANSPOSICIÓN 0° DSE SUSPENSIÓN ESPECIAL 0 - 2°

DSRE SUSPENSIÓN ESPECIAL 0 - 10°

• Data estructura tipo poste metálico 138 kV

TIPO UTILIZACIÓN ANGULO PDS SUSPENSIÓN 0 - 3° PDA ANGULAR 30 - 60° PDT TERMINAL Y ANGULO FUERTE 0 - 90° PDSE SUSPENSIÓN ESPECIAL 0 - 2° PDAE ANGULAR ESPECIAL 0 - 30 PDTE TERMINAL 0 - 10°

a) Nivel de tensión y longitud de la línea de transmisión.

La Línea de Transmisión inicia su primer tramo en la subestación Nueva Carhuaquero 220 kV y se dirige a Subestación Nueva Cajamarca 220 kV, con un recorrido aproximado de 97.27 km y la potencia a transportar será de 300 MVA (condición normal). El segundo tramo se inicia en la Subestación Nueva Cajamarca 220kV y se dirige a la Subestación Cáclic 220kV (Subestación Nueva) con un recorrido aproximado de 162.11 km y la potencia a transportar será de 220 MVA (condición normal). El tercer tramo se inicia en la Subestación Cáclic 220kV (Subestación Nueva) y va hacia la Subestación Moyobamba Nueva 220kV, con un recorrido aproximado de 109.9 km y la potencia a transportar será de 220 MVA (condición normal). La longitud total de la línea de transmisión 220kV será de 369.31 km. El cuarto tramo comprende un tramo de línea en 138 kV, que inicia su recorrido en la Subestación Moyobamba Nueva, hasta empalmar con la torre de llegada a la subestación Moyobamba existente, con un recorrido aproximado de 2,7 km.

b) Número de circuitos y números de conductores por fase.

En el tramo 220 kV Nueva Carhuaquero – Nueva Cajamarca tendrá una configuración simple terna y 02 conductores/fase ACAR 750 MCM con disposición de conductores en forma triangular.


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En el tramo 220 kV de Nueva Cajamarca – Cáclic, se ha previsto estructuras con una configuración en doble terna con una disposición vertical ( ACAR 750 MCM, 02 conductores por fase), no obstante, será instalada sólo una terna y la otra terna quedará para una instalación futura. En el tramo 220 kV Cáclic – Moyobamba Nueva, se ha previsto estructuras con una configuración en doble terna con una disposición vertical (ACAR 1200 MCM, 01 conductores por fase), sin embargo, será instalada sólo una terna y la otra terna quedará para una implementación futura. En el tramo 138 kV Moyobamba Nueva – Moyobamba existente tendrá una configuración doble terna y 01 conductor/fase con disposición vertical (ACAR 750 MCM)..

c) Número de transposiciones. Para el tramo de línea de transmisión 220 kV Nueva Carhuaquero – Nueva Cajamarca en simple terna estará compuesta por 3 transposiciones simples a las longitudes de 1/6, 3/6 y 5/6 del extremo de la línea. Para los tramos de LT 220 kV Nueva Cajamarca – Cáclic y Cáclic – Moyobamba Nueva en estructuras de doble terna con disposición de conductores en simple terna estarán compuestas por 3 transposiciones simples a las longitudes de 1/6, 3/6 y 5/6 del extremo de la línea, esto se realizara por cada tramo.

d) Características cable de guarda. Los cables de guarda para la protección de la línea ante descargas atmosféricas serán del tipo acero galvanizado EHS y cable de fibra óptica OPGW (36 fibras) para la comunicación.

• Data del cable EHS.

-Tipo EHS

-Diámetro 11.11 mm

-Sección 70 mm2

-Peso 0.595 Kg/m

-UTS 9452.77 Kgf

-Coeficiente de dilatación térmica 11.5 x 10-6 1/°C

-Resistencia a 20°C (dc) 2.4 Ohm/km

-Módulo de elasticidad 18997.31 Kg/mm2

• Data del cable de Fibra Óptica OPGW 36 fibras.

-Tipo OPGW

-Diámetro 14.0 mm


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-Sección 111 mm2

-Peso 0.635 Kg/m

-UTS 10510 Kgf

-Coeficiente de dilatación térmica 13.9 x 10-6 1/°C

-Resistencia a 20°C 0.51 Ohm/km

-Módulo de elasticidad 12663 Kg/mm2

e) Características del aislador. El aislamiento de la línea de transmisión 220 kV, estará conformado por cadenas de aisladores estándar de vidrio templado, debido principalmente al buen comportamiento de estos aisladores en las líneas existentes que se ubican en la zona del proyecto. El nivel básico de aislamiento para 220 kV será de 1050 kVp y será corregido por la altitud de la línea. Asimismo para la LT 138 kV el BIL es 650 kVp. Para el diseño se considera como referencia las descargas de 0.6 salidas por cada 100 km/año. A. Las características de los aisladores Standard seleccionado son las siguientes:

Tipo : Suspensión Anclaje Clase IEC : U120BS U160BS Norma IEC 120 : 16 mm 20 mm Conexión : Ball & socket Ball & socket Diámetro de disco : 254 mm 280 mm Altura : 146 mm 146mm Distancia de fuga : 320 mm 320 mm Carga de falla electromecánica : 120 kN 160 kN Voltaje Resistente / Frecuencia Industrial : -Seco, un minuto : 70 kV 75 kV -Húmedo, un minuto : 40 kV 45 kV Voltaje resistente al Impulso atmosférico : 100 kV 110 kV Voltaje de Perforación : 130 kV 130 kV Peso Neto Aproximado : 6,0 kg 7,0 kg B. Las características de los aisladores Tipo Fog seleccionado son las siguientes: Tipo : Suspensión Anclaje Clase IEC : U120BLP U160BS Norma IEC 120 : 16 mm 20 mm Conexión : Ball & socket Ball & socket Diámetro de disco : 280 mm 330 mm Altura : 146 mm 170mm Distancia de fuga : 445 mm 545 mm Carga de falla electromecánica : 120 kN 160 kN Voltaje resistente / Frecuencia Industrial : -Seco, un minuto : 80 kV 90 kV -Húmedo, un minuto : 50 kV 55 kV


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Voltaje Resistente al Impulso atmosférico : 125 kV 140 kV Voltaje de Perforación : 130 kV 130 kV Peso Neto Aproximado : 5,8 kg 8,9 kg

Para la línea de transmisión en 138 kV el aislamiento será del tipo polimérico. Para las estructuras tipo suspensión se utilizara aisladores tipo Line Post y para las estructuras en anclaje serán poliméricos de tensión.

Las características de los aisladores poliméricos seleccionado son las siguientes: Tipo : Line-post Suspensión-Retención Voltaje nominal (fases) : 138 kV 138 kV Línea de fuga especifica : > 25 mm/kV > 25 mm/kV Distancia de fuga mínima : > 2320 mm Distancia de arco en seco : 0,6 m 0,457 m Longitud máxima -Nivel Básico de aislamiento : >753 kVp >753 kVp -Tensión de descarga, baja -Frecuencia en seco : >150 kV >150 kV -Cargas mecánicas:

- SML 120 kN - Vertical (cantilever) 11,1 kN

Tipo de herraje -Extremo del poste base metálica plana flexible Oval-eye -Extremo de la línea Two hole blade Ball (IEC 16A)

f) Numero de aisladores/cadena. Según sea la utilización de la cadena de aisladores, para las cadenas de suspensión de la línea de 220 kV se prevé la utilización de aisladores tipo estándar con distancia de fuga mínima de 320 mm, con carga de falla mecánica mínima igual a 120 kN, por otro lado, para las cadenas de anclaje se utilizarán aisladores de tipo estándar con una distancia de fuga unitaria de 320 mm, con carga de falla mecánica mínima igual a 160 kN. En ese sentido, la línea de transmisión de 220 kV, cuyo trazo se ubica en altitudes entre los 390 y 3 850 msnm, considera el uso de cantidades de aisladores indicadas en la siguiente tabla.

Tabla 2.2.2-1. Resumen cantidad de aisladores.

Rango de Altitud (msnm)

Cantidad de

Aisladores para Suspensión

Cantidad de

Aisladores para Anclaje

Zona Costa (Altitud entre 0 - 1000 msnm) 18(*) 20(*)

Zona Sierra (Altitud entre 1 000 - 3000 msnm) 20 22

Zona Sierra (Altitud entre 3 000 - 4000 msnm) 20 22

Zona Selva (Altitud entre 0 - 1 000 msnm) 14 16

Zona Selva (Altitud entre 1 000 - 3 000 msnm) 18 20


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(*) Aislador de vidrio tipo Anti Fog

En el caso de la cadena de aisladores en anclaje se utilizara anillos anti-corona en las cadenas por el cual se deberá agregar dos aisladores. Para la línea de transmisión en 138 kV se utilizará una línea de fuga de 2320 mm, por ello se propone un aislador polimérico con una línea de fuga mayor que el indicado. Para las armados tipo suspensión se utilizaran aisladores poliméricos tipo Line Post y para los armados tipo anclaje se utilizaran aisladores poliméricos de tensión.

g) Verificación de la tasa salida por falla del apantallamiento.

Con la disposición y ubicación de los conductores y cables de guarda (OPGW y EHS) mostradas en el Ítem 1.2.4, enciso “g” Planos y Siluetas de Estructuras, se procede a verificar la falla del apantallamiento debido a los valores de puesta a tierra, necesaria para la obtención del número requerido de salidas de la línea por año, según los términos de referencia. Para dicho efecto, se utiliza el programa “Electric Power Research Institute (EPRI) del texto “EPRI AC Transmission Line Reference Book-200 kV and Above, Third Edition”. A continuación, se muestra el resumen de resultados obtenidos en la Tabla N°02 donde se puede observar que el sistema de apantallamiento y valores de puesta a tierra de la Línea de Transmisión Carhuaquero – Moyobamba Nueva 220 kV y LT Moyobamba Nueva – Moyobamba existente 138 kV, resultan en valores para la LT 220 kV de 0,6 salidas por año y para la LT 138 kV de 3 salidas por año, como máximo. Tabla 2.2.2-2. Resumen taza de salida por falla del apantallamiento/año de la LT 220 kV.

La tabla muestr Cálculos iníciales de salida de línea por año con resistencia de la puesta a tierra de 25

Ω, demuestran que no se cumple con el número exigido de salidas/año, por tanto, se procedió a la corrección y optimización de la resistencia del suelo, resultando con ello los valores mostrados.

h) Distancias de seguridad.

Torre suspensión / características

Condición inicial Condición corregida

Estado Resistencia de PAT

Salidas por año

Resistencia de PAT

Salidas por año

Costa - Sierra

Autosoportada Simple Terna / Zona 1 (0-3000 msnm)

25ΩΩΩΩ 1,8 15ΩΩΩΩ 0,0 <0,6

cumple


25ΩΩΩΩ 1,9 15ΩΩΩΩ 0,0 <0,6

cumple


25ΩΩΩΩ 3,2 15ΩΩΩΩ 0,0 <0,6

cumple


25ΩΩΩΩ 2,1 15ΩΩΩΩ 0,0 <0,6

cumple

Selva


25ΩΩΩΩ 4,9 15ΩΩΩΩ 0,0 <3

cumple

Poste metálicos Simple Terna / Zona 1 (0-1000 msnm)

25ΩΩΩΩ 5,6 20ΩΩΩΩ 2,5 <3

cumple


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Las distancias mínimas que se indican a continuación se refieren a la condición más desfavorable de la flecha máxima y conductores verticales o desviados.

• Distancia vertical del conductor al terreno Para las distancias verticales del conductor al terreno se utilizará la distancia de seguridad mencionada en el Ítem 232.D “Distancias de seguridad alternativas para las tensiones que sobrepasan de 98 kV c.a. a tierra o 139 kV c.c. a tierra” del CNE Suministro 2011, el cual considera la distancia de la componente eléctrica de la regla 232.D.3 a las alturas de referencia dadas en la tabla 232-3. Para la selección del factor de sobretensión que se utilizará en el cálculo, se recurrió a los resultados del “Anexo N°06 - Transitorios Electromagnéticos” acápite 2 “Resultados Estadísticos de Sobretensiones por Maniobras de Recierre Monopolar en Líneas de Transmisión” del Informe CSL-132100-1-SE00-6-IF-01 Estudios Eléctricos. A continuación se muestra la tabla N°03 con los resultados de máximas sobretensiones:

Tabla 2.2.2-3. Resultados estadísticos de sobretensiones / Tensiones Fase – Tierra y Fase –

Fase

VoltajeMedio

p.uσ

Estad.(2%)p.u

VoltajeMedio

p.uσ

Estad.(2%)p.u

VoltajeMedio

p.uσ

Estad.(2%)p.u

1.760 0.252 2.014 1.028 0.005 1.036 1.014 0.010 1.032 2.014

VoltajeMedio.

p.uσ

Estad.(2%)p.u

VoltajeMedio

p.uσ

Estad.(2%)p.u

VoltajeMedio

p.uσ

Estad.(2%)p.u

1.231 0.004 1.240 1.000 0.001 1.003 1.557 0.172 1.722 1.722

220

(*)Máximo

Valorp.u

FASE A-B FASE B-C FASE C-A (*)Máximo

Valorp.u

Elementocon Recierre Monofásico

Registroen Barra

Tensión(kV)

FASE A FASE B FASE C

LT Carhuaquero-Cajamarca 220kV

Cajamarca

En el cuadro se muestra el resumen estadístico de las sobretensiones obtenidas por efecto del recierre monopolar de la línea de transmisión Nueva Carhuaquero – Nueva Cajamarca 220 kV, donde la máxima sobretensión registrada, asciende a 2.01 p.u. para la tensión Fase-Tierra A. Por tanto se seleccionó un factor de sobretensión de 2.1 p.u. para el cálculo de distancias de seguridad. El detalle de las distancias mínimas obtenidas se encuentra en el acápite 10 del documento “CSL-132100-1-LT00-6-CD-01 Criterios de Diseño Eléctrico”.

i) Franja de servidumbre.

La faja de servidumbre será según la Norma DGE 025-P-1/1988 aprobada por R.D. 111 -88-DGE/ONT, actualmente vigente, en donde se considera un ancho de faja de servidumbre de 25 m para líneas de transmisión en 220 kV y 20 m para las líneas de transmisión en 138 kV.


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La faja de servidumbre es refrendada también por la regla 219.B.4 (Tabla 219) "Anchos mínimos de la faja de servidumbre" del CNE Suministro 2011, el mismo que considera para las líneas de transmisión de 220 KV un ancho de 25 m (12,5 m a ambos lados del eje de la línea), en el caso de las líneas de transmisión en 138 kV la franja de servidumbre de 20 m (10 m a ambos lados del eje de la línea).

2.2.3 Normas de diseño.

Los Códigos y Normas a aplicar en el proyecto serán:

• Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, aprobada por Decreto Supremo No 020-97-EM.

• Código Nacional de Electricidad Suministro 2011 (R.M. N° 214-2011-MEM/DM). Para los casos no contemplados en los documentos anteriores se podrá aplicar recomendaciones según las últimas ediciones y/o enmiendas, indicadas en:

• RUS 1724-E200 Rural Utilities Service

• NESC National Electrical Safety Code

• DIN Deutsche Industrie Normen

• VDE Verbau Deutsche Electrotechniker.

• ANSI American National Standars Institute.

• AISI American Iron and Steel Institute

• ASTM American Society for Testing and Materials

• IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

• NEC National Electrical Code

• NEMA National Electrical Manufactures Association

• CSA Canadian Standards Association

• IEC International Electrotechnical Commission

• ASCE American Society of Civil Engenieers

• RNE Reglamento Nacional de Edificaciones (PERU) En caso de presentarse divergencias entre los códigos y normas locales y los mencionados anteriormente, se considerará la opción más exigente entre ambos.

2.2.4 Criterios de diseño de los componentes principales de la línea.

a) Estructuras. Para la selección de las estructuras soporte se toma en cuenta las condiciones climatológicas por donde se ubicará la línea de transmisión 220 kV. La línea de 220 kV se ubica en zonas tipo sierra y tipo selva a una altitud variable entre los 390 msnm y 3820 msnm. El terreno presenta un perfil longitudinal con desniveles pronunciados y con fuertes pendientes por lo que se ha predeterminado la utilización de torres metálicas.


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Normalmente en la zona sierra, las estructuras metálicas en celosía presentan un buen comportamiento ante los esfuerzos mecánicos producto del tensado de los conductores y además presentan una mayor ventaja durante su instalación, en especial en las zonas poco accesibles. Para la línea de transmisión en 138 kV Moyobamba Nuevo – Moyobamba Existente se utilizaran postes metálicos.

• Prestaciones de estructuras. Las prestaciones previstas para las estructuras metálicas de acero galvanizado en celosía de simple y doble terna, son las siguientes: Estructuras autosoportadas Estructura de suspensión. Estructura de ángulo mediano y vanos grandes. Estructura de ángulo mayor (Retención y Terminal). Estructura especial (Vanos grandes). Estructuras de transposición.

• Diseño de la parte superior de las estructuras.

Para el cálculo de las dimensiones de la parte superior de las torres, se utiliza el Código Nacional Eléctrico Suministro 2011 y la norma alemana VDE 0210/12.85; considerando además, que en el diseño de la distancia vertical entre fases se tomará en cuenta la presencia de manguito de hielo con un espesor de 6 mm, así mismo se verificará el chequeo por galloping y por oscilación de la cadena.

• Diseño mecánico de las estructuras.

Para las Líneas de Transmisión en 138 y 220 kV, de acuerdo al Código Nacional de Electricidad Suministro 2011, se utiliza el Grado de Construcción C para las estructuras en suspensión y Grado B para estructuras en anclaje. En el diseño de las estructuras metálicas de celosía (torres) se utilizarán los siguientes factores de sobrecarga establecidos en el CNE Suministro 2011:

Para estructuras en Suspensión Grado C

• Cargas verticales : 1,90

• Cargas transversales - Debido al viento : 2,20 - Debido al tensado del conductor : 1,30

• Cargas longitudinales : 1,30 Para estructuras en Anclaje Grado B

• Cargas verticales : 1,50

• Cargas transversales - Debido al viento : 2,50 - Debido al tensado del conductor : 1,65


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• Cargas longitudinales : 1,65

b. Conductores.

• Material. El tipo de material del conductor a usarse para las líneas de transmisión en 220 kV será de aluminio con refuerzo de aleación de aluminio ACAR, ya que los esfuerzos longitudinales transmitidos a las estructuras son menores que con cables convencionales (ACSR y AAAC). Para el caso de la línea de transmisión en 138 kV de interconexión entre la nueva SE Moyobamba y la SE Moyobamba Existente, el conductor adoptado será el mismo que la línea de 220kV pero con solo un conductor por fase.

• Capacidad. La capacidad de transmisión (ampacidad) de la línea, se determinará empleando la norma Standard IEEE 738 -2006.

- Capacidad de Transmisión en operación normal.

Los circuitos aéreos en 220kV serán en simple y doble terna, que a su vez deberán cumplir como mínimo con la capacidad de transmisión en régimen de operación normal las cuales serán:

Tramo Capacidad Nominal LT 220 kV. Nueva Carhuaquero – Nueva Cajamarca 300 MVA LT 220 kV. Nueva Cajamarca – Cáclic 220 MVA LT 220 kV. Cáclic – Moyobamba Nueva 220 MVA

- Capacidad de Transmisión en contingencia.

Para las condiciones en contingencia del SEIN las líneas de transmisión deberán tener la capacidad que representa una potencia adicional del 20% sobre la capacidad en operación normal. Tramo Capacidad Nominal LT 220 kV Nueva Carhuaquero – Nueva Cajamarca 360 MVA LT 220 kV Nueva Cajamarca – Cáclic 264 MVA LT 220 kV Cáclic - Moyobamba Nueva 264 MVA

- Potencia de Diseño.

La potencia de diseño por ampacidad en cada una de las líneas y de sus componentes asociados, deberá ser conforme a lo siguiente: Tramo Capacidad Nominal LT 220 kV Nueva Carhuaquero – Nueva Cajamarca 450 MVA LT 220 kV Nueva Cajamarca – Cáclic 320 MVA LT 220 kV Cáclic - Moyobamba Nueva 320 MVA

En condiciones de emergencia, por un periodo de treinta (30) minutos, deberá soportar una sobrecarga no menor al 30% sobre la potencia de diseño.


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- Capacidad de transmisión en condición de Límite Térmico.

La línea de transmisión ante contingencias, no deberá sobrepasar la temperatura de operación de 75 °C (Límite Térmico).

• Diseño mecánico de conductor. - Factores de Seguridad del Conductor.

Para el diseño mecánico de los conductores se consideran los siguientes factores de seguridad: Para el conductor de aluminio con refuerzo de aleación tipo ACAR

• A máximo tiro : 1,67

• A temperatura mínima : 1,67

• A temperatura media (EDS) : 5,00 El tensado de los conductores ACAR se estima que no deberá superar el 18% del tiro de rotura en EDS para la condición final. El tiro en EDS en condición inicial será calculado mediante el PLS - CADD.

- Hipótesis de carga para conductores. Las hipótesis de carga para el conductor seleccionado serán las siguientes:

Tabla 2.2.4-1 Resumen Hipótesis de carga Zona 1 para altitudes menores a 3 000 msnm.

Descripción

Hipótesis I

condición EDS (a)

Hipótesis II

Viento máximo (b)

Hipótesis III Mínima

temperatura (c)

Hipótesis IV

Flecha máxima

Hipótesis V Viento

medio y hielo (e)

Hipótesis VI

Oscilación de cadena

Presión de viento

0 kg/m2 42,25 kg/m2 0 kg/m2 0 kg/m2 12,25 kg/m2 29,6 kg/m2

Temperatura 20 °C 10 °C 0 °C 75°C (d) 5 °C 20 °C

Manguito de hielo

- - - - 0 mm -

Tabla 2.2.4-2 Resumen Hipótesis de carga Zona 2 para altitudes de 3 000 a 4000 msnm.

Descripción

Hipótesis I

condición EDS (a)

Hipótesis

II Viento

máximo (b)

Hipótesis III Mínima

temperatura (c)

Hipótesis IV

Flecha máxima

Hipótesis V

Solo hielo

Hipótesis

VI Viento

medio y hielo (e)

Hipótesis

VII Oscilació

n de cadena

Presión de viento

0 kg/m2 39,02 kg/m2

0 kg/m2 0 kg/m2 0 kg/m2 9,75

kg/m2 29,6

kg/m2

Temperatura 12 °C 5 °C -11 °C 75°C (d) 0 °C 0 °C 12 °C

Manguito de hielo

- - - - 6 mm 3 mm -

(a) Esfuerzo unitario: 18% resistencia rotura nominal del conductor. (b) Verifica esfuerzo tangencial del conductor no supere el 60% resistencia rotura del conductor.


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(c) El esfuerzo máximo del conductor no deberá superar 33% de la resistencia a la rotura nominal. (d) Temperatura máxima de operación del conductor + temperatura equivalente del “creep”. (e) Las hipótesis 3, 4 y 5 verifican la resistencia de las estructuras en caso de rotura del conductor

y además se verifica la flecha máxima (en el caso de la hipótesis 4).

c. Aisladores.

Diseño eléctrico de aisladores. Para el diseño eléctrico se efectuarán las siguientes verificaciones:

• Por sobretensión a frecuencia industrial húmedo.

• Por sobretensión de maniobra.

• Por sobretensión de descargas atmosféricas.

• Por distancia de fuga.

La selección de los aisladores en la zona del proyecto se verificará para un determinado nivel de contaminación, según las recomendaciones para distancia de fuga presentadas en la norma IEC-60815 y las condiciones de operación en para el proyecto sobre las líneas 138 y 220 kV existentes. Las líneas de transmisión de 220 kV en estudio, se caracterizan por recorrer terrenos eriazos a lo largo de su trazo y porque estos tienen lluvias durante el período de Diciembre a Marzo. La verificación por distancia de fuga, para el nivel de 220 kV, se efectuará para la máxima tensión de operación de la línea (245 kV), por lo tanto la distancia de fuga mínima a frecuencia industrial será considerada de acuerdo a la norma IEC 60815 y las condiciones ambientales del lugar. Así mismo, para la selección y diseño del aislamiento de las líneas en 138 y 220 kV, se utilizarán los lineamientos establecidos en la Sección 27 del CNE Suministro 2011.

Diseño mecánico del aislamiento. El diseño mecánico del aislamiento de las líneas de transmisión 220 kV, se efectuará considerando los siguientes criterios: Para el diseño mecánico del aislamiento se efectuarán las siguientes verificaciones:

• Cálculo de cadena de suspensión.

• Cálculo de la cadena de anclaje.

Factores de seguridad de aisladores y accesorios. Los factores de seguridad para las cadenas de aisladores y accesorios serán los siguientes: Cadena de aisladores de suspensión y anclaje bajo las condiciones de carga máxima:

• A la compresión : 3

• A la tensión : 3

• Empalmes y grapas de suspensión para conductores con respecto a la carga de rotura de los conductores: 0,95


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d. Resistencias de puesta a tierra.

El presente ítem tiene por objetivo desarrollar los criterios y cálculos del diseño de puesta a tierra al nivel de ingeniería definitiva y detalle que se está proponiendo para las líneas de 220 kV y 138 kV.

De acuerdo al requerimiento del CNE- Suministro 2011 (regla 036 B) se especifica un valor de puesta a tierra de 25 ohmios “en un punto” lo cual se interpreta aplicado a cada torre o a cada torre de la línea de transmisión. En algunos casos se detectan valores superiores a los 50000 ohm-m lo cual bajo un diseño de puesta a tierra convencional (puramente resistivo) requiere de una inversión alta de costos ya que se necesitaría disponer de muchos tramos con contrapesos continuos, los cuales deben efectuarse en zonas rocosas y accidentadas y/o el uso de pararrayos de línea. Por otro lado el nivel ceráunico de la zona se ha establecido en el orden de 40 descargas/km2/año, que debe tenerse presente para evitar las salidas fuera de servicio por contorneo inverso de los aisladores (back flashover) cuando existe una descarga atmosférica en la torre o en el cable de guarda (OPGW). Bajo la teoría convencional de puestas a tierra resistivas, para reducir la tasa de salida por back flashover se requiere tener puestas a tierra individuales por estructura entre 10 y 15 ohm.

Es necesario agregar que las causas de una elevada tasa de salida fuera de servicio en zonas donde llueve, no solo se deben a las puestas a tierra inadecuadas (las cuales pueden ser robadas, especialmente si son de cobre) sino también a la disposición de los cables de guarda y el dimensionamiento de las cadenas de aisladores de acuerdo a la altitud o al grado de contaminación existente El objetivo de este ítem es demostrar se pueden cubrir los requerimientos de confiabilidad y seguridad con valores de puesta a tierra mayores a los establecidos por el CNE, siempre y cuando se utilicen los materiales y diseños apropiados.

e. Cable de guarda.

Los cables de guardas para la protección de la línea ante descargas atmosféricas serán del tipo EHS y OPGW. Los cables de guarda serán diseñados para soportar la corriente de corto circuito monofásico a tierra con una duración no menor a los 0.5 s. Las hipótesis de carga para el cable de guarda seleccionado serán las siguientes:

Tabla 2.2.4-3 Resumen Hipótesis de carga Zona 1 para altitudes menores a 3 000 msnm.

Descripción Hipótesis I

(a)

Hipótesis II

(b)

Hipótesis III (c)

Mínima

Hipótesis IV

Flecha

Hipótesis V

(e)


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condición EDS

Viento máximo

temperatura máxima Viento medio y

hielo

Presión viento 0 kg/m2 42,25 kg/m2 0 kg/m2 0 kg/m2 12,25 kg/m2

Temperatura 20 °C 10 °C 0 °C (d) 5 °C

Manguito hielo - - - - 0 mm

Tabla 2.2.4-4 Resumen Hipótesis de carga Zona 2 para altitudes de entre 3 000 a 4000 msnm.

Descripción

Hipótesis I (a)

condición EDS

Hipótesis II (b)

Viento máximo

Hipótesis III (c)

Mínima temperatura

Hipótesis IV

Flecha máxima

Hipótesis V Solo hielo

Hipótesis VI (e)

Viento medio y

hielo

Presión de viento

0 kg/m2 39,02 kg/m2 0 kg/m2 0 kg/m2 0 kg/m2 9,75 kg/m2

Temperatura 12 °C 5 °C -11 °C (d) 0 °C 0 °C

Manguito de hielo

- - - - 6 mm 3 mm

(a) Esfuerzo unitario: 18% resistencia rotura nominal del conductor. (b) Verifica esfuerzo tangencial del conductor no supere el 60% resistencia rotura del conductor. (c) El esfuerzo máximo del conductor no deberá superar 33% de la resistencia a la rotura nominal. (d) Temperatura equivalente del “creep”. (e) Las hipótesis 3, 4 y 5 verifican la resistencia de las estructuras en caso de rotura del conductor y además se verifica la flecha máxima (en el caso de la hipótesis 4).

f. Cimentaciones.

Se refiere al criterio de diseño para las cimentaciones en concreto armado o simple, las cuales alojarán los stubs de cada montante en los casos de torres con cuatro patas o para la cimentación profunda para postes metálicos en el ingreso a ciudades como es el caso de Moyobamba. Lo mismo se puede asumir con otro tipo de anclaje metálico para el caso de las cimentaciones de los dados de anclaje y base en el caso de las torres ancladas.

Tabla 2.2.4-5 Consideraciones de diseño según tipo de cimentación.

TIPO DE CIMENTACIÓN

CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO

CAPACIDAD PORTANTE

NIVEL FREÁTICO

PH

ZAPATAS AISLADAS >1.0 kg/cm2 Sin restricción Según el Nivel de Agresividad se

recomendará un Tipo de Cemento

LOSA DE CIMENTACIÓN ≤1.0 kg/cm2 Sin restricción

MACIZO EN ROCA Roca Sana Sin restricción

PARRILLAS METÁLICAS >1.0 kg/cm2 Sin Nivel Freático

>5.0

CAISSON, PILOTES --- Con Nivel Freático

---


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ANCLAJE EN SUELOS O ROCA --- Sin Nivel Freático

---

• Consideraciones en el diseño de la cimentación. En las torres de cuatro patas, la cimentación está compuesta por dos elementos: la columna o pedestal, donde va embebido el stub, y la zapata. Ambos elementos serán diseñados empleando el Método de Resistencia Última. En el caso de una cimentación tipo parrilla metálica, los elementos se diseñarán de acuerdo a la Norma ASCE 10-97. Para el diseño de la cimentación se considerarán las reacciones de las combinaciones de cargas del diseño electromecánico en las estructuras. Cuando la estructura es del tipo anclaje tenemos el diseño de los dados de concreto para el anclaje de los cables tirantes y del pedestal de concreto para recibir la única columna metálica. Para los postes metálicos, la cimentación será de concreto armado tipo circular profundo Transmisión de Esfuerzos. Los esfuerzos en la torre de cuatro patas son transmitidos a la cimentación a través del stub el cual está embebido en el concreto. La carga axial se transmite del stub a la estructura de concreto por la adherencia entre ambos elementos y la carga de corte es transmitida al concreto del pedestal o columna. El concreto debe brindar al stub un medio continuo para que desarrolle toda su capacidad de transmisión de carga a la fundación. Si por algún motivo la longitud del stub no es suficiente para esta transmisión de cargas, se le colocarán elementos metálicos en su superficie denominados conectores, los cuales ayudarán transmitiendo parte de la carga. La otra carga transmitida por el stub es la de corte. Ésta es transmitida a su vez al concreto del pedestal o columna. De acuerdo al tipo de solicitación que recibe el pedestal o columna, se le colocará refuerzo por tracción, flexión, compresión y corte. Para estructuras tipo anclaje y tipo poste las consideraciones de transmisión de cargas es diferente. En las primeras los cables tirantes trabajan para la estabilidad de la columna metálica resistiendo el volteo en sus componentes de arranque y compresión y la columna transmite una carga vertical mínima hacia su pedestal. En el caso de los postes la estabilidad se resuelve haciendo trabajar la resistencia pasiva del suelo lateral básicamente.


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• Factor de Seguridad en cada estado de carga

Las cargas horizontales y verticales que actúan en la torre producen un momento de volteo, el cual a su vez genera tracciones en unos apoyos y compresión en otros. El factor de seguridad al arrancamiento considerado será de 1.50, tanto para condiciones normales como para extraordinarias para cargas de servicio (cargas no mayoradas), según es recomendado en el RUS 1724E-200, 1724E300 (8.3.5.3) así como en la VDE 0210 (9.6.2.3). El factor de seguridad al volteo considerado será de 1.50, tanto para condiciones normales como para condiciones extraordinarias. Cuando se use cargas mayoradas el factor de seguridad para volteo, arrancamiento, deslizamiento, será la unidad

g. Planos de siluetas de estructuras.

La Línea de Transmisión recorre la Costa, Sierra y Selva, además va desde alturas de 350 a 3850 msnm, por lo que realizaremos la siguiente clasificación:


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A.1 Torre de Suspensión Simple Terna tipo SS

Figura 2.2.4-1 Silueta de torre autosoportada.


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A.2 Torre de Suspensión Reforzada Simple Terna tipo SSR



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A.3 Torre de Ángulo medio Autosoportado tipo SA Simple terna



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A.4 Torre tipo Angular – Terminal Simple terna



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B.1 Torre de Suspensión Doble Terna tipo DS

Figura 2.2.4-5 Silueta de torre autosoportada


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B.2 Torre de Suspensión Reforzada Doble Terna tipo DSR



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B.3 Torre de Ángulo Medio Doble Terna tipo DA



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B.4 Torre Terminal Doble Terna tipo DT



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B.5 Torre de Transposición Doble Terna tipo DX



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C.1 Torre de Suspensión especial en Doble Terna tipo DSE



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C.2 Torre de Suspensión especial en Doble Terna tipo DSRE



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D.1 Poste Metálico de Suspensión Doble Terna (138 kV)

Figura 2.2.4-12 Silueta de Poste Metálico


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2.3 Resumen de cálculos justificativos. 2.3.1 Cálculo de niveles de aislamiento.

Tabla 2.3.1-1 Resumen niveles de aislamientos.

Zona Altitud (msnm)

Consideramos T (°C) en grados

RAD

Soportabilidad Corregida (kV)

A tensión de operación

(frecuencia industrial)

Sobretensiones

de Maniobra

Sobretensiones

de Impulso Atmosférico

Zona Costa ( Altitud entre 0 - 1000 msnm)

20 0.90 243 591 1215

Zona Sierra ( Altitud entre 1 000 - 3000 msnm)

20 0.70 312 759 1562

Zona Sierra ( Altitud entre 3 000 - 3850 msnm)

12 0.64 341 830 1709

Zona Selva ( Altitud entre 0 - 1 000 msnm)

20 0.90 243 591 1215

Zona Selva ( Altitud entre 1 000 - 2 000 msnm)

20 0.79 276 673 1384

RAD: Densidad Relativa del Aire

2.3.2 Cálculo eléctrico para la selección del conductor y capacidad térmica de diseño.

La siguiente tabla define las condiciones de operación que la LT 220 kV deberá operar, conforme a requerimientos del alcances del proyecto. Así mismo, se muestran los valores calculados para la operación en condiciones de contingencia (120%) y su respectivo valor de potencia de diseño.

Tabla 2.3.2-1 Resumen potencia de trasmisión LT 220 kV.

Tramo

Capacidad de transmisión Potencia de diseño

Normales de operación

Condiciones contingencias

LT 220 kV Nueva Carhuaquero – Nueva

Cajamarca 300MVA 360MVA 450MVA

LT 220 kV Nueva Cajamarca – Cáclic-Moyobamba Nueva

220MVA 264MVA 320MVA

De manera complementaria se indica que, la temperatura de operación no deberá superar los 75°C, en ese sentido, para el cálculo de la relación temperatura – ampacidad se ejecutara con la ayuda de la norma IEEE std. 738-2006, cuyos resultados se muestra a continuación.


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Tabla 2.3.2-2 Resumen selección de conductor según potencia a transportar LT 220 kV.

ALTITUD ALTITUD POTENCIA CORRIENTE

TEMPERATURA

MAXIMA

msnm MAXIMA MVA A AMBIENTE ACAR 700 ACAR 750 ACAR 800 ACAR 900

< 0, 3000 > 3000 300 787.30 35 °C 58.5 57.5 56.9 55.8

< 3000 , 4000> 3790 300 787.30 22 °C 46.9 45.8 45.3 44.2

< 0, 3000 > 3000 220 577.35 35 °C 53.0 52.6 52.4 51.9

< 3000 , 4000> 3820 220 577.35 22 °C 41.3 40.8 40.7 40.2

LT 220 KV CACLIC - MOYOBAMBA < 0, 3000 > 2300 220 577.35 35 °C 52.0 51.6 51.4 51.0

TEMPERATURA DEL CONDUCTOR (°C)TRAMO DE LINEA DE TRANSMISION

LT 220 KV CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE

LT 220 KV CAJAMARCA NORTE - CACLIC

Como se observa, el conductor ACAR 750 MCM en condición normal de operación le corresponderá una temperatura de 57,5°C y una ampacidad de 787,30 A. Tabla 2.3.2-3 Máxima potencia a transportar en condición térmica máxima 75°C.

POTENCIA A

TRANSMITIR

(MVA)

< 0, 3000 > 35 °C 75 °C 630 480

< 3000 , 4000> 22 °C 75 °C 733 559

< 0, 3000 > 35 °C 75 °C 630 480

< 3000 , 4000> 22 °C 75 °C 732 558

CORRIENTE

A

TEMPERATURA

EN EL LIMITE

TERMICO

LT 220 KV CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE

LT 220 KV CAJAMARCA NORTE - MOYOBAMBA

TEMPERATURA

MAXIMA

AMBIENTE

TRAMO DE LINEA DE TRANSMISIONALTITUD

msnm

La tabla 2.3.2-3 muestra la máxima potencia a transportar en condición térmica máxima 75°C.

2.3.3 Cálculo de parámetros eléctricos.

Tabla 2.3.3-1 Parámetros eléctricos para el Tramo 1 (Nueva Carhuaquero – Nueva Cajamarca)

Parámetro Eléctrico

Secuencia Positiva Secuencia Cero

X1 (Ω/km)

R1 (Ω/km)

B1 (Ω/km)

X0 (Ω/km)

R0 (Ω/km)

B0 (Ω/km)

Tramo 1: LT Nueva Carhuaquero -Nueva Cajamarca

0,383 0,042 4,339 1,186 0,339 2,812

Tabla 2.3.3-2 Parámetros eléctricos para el Tramo 2 (Nueva Cajamarca - Cáclic)



X1 (Ω/km)

R1 (Ω/km)

B1 (Ω/km)

X0 (Ω/km)

R0 (Ω/km)

B0 (Ω/km)

Tramo 2: LT Nueva Cajamarca -Cáclic

0,370 0,042 4,512 1,278 0,387 2,534


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Tabla 2.3.3-3 Parámetros eléctricos para el Tramo 3 (Cáclic-Moyobamba Nueva)

Tabla 2.3.3-4 Parámetros eléctricos para el Tramo 4 (Moyobamba Nueva – Moyobamba

Existente) por terna.



X1 (Ω/km)

R1 (Ω/km)

B1 (Ω/km)

X0 (Ω/km)

R0 (Ω/km)

B0 (Ω/km)

Tramo 3: LT Cáclic – Moyobamba Nueva

0,491 0,054 3,413 1,327 0,356 2,153



X1 (Ω/km)

R1 (Ω/km)

B1 (Ω/km)

X0 (Ω/km)

R0 (Ω/km)

B0 (Ω/km)

Tramo 4: LT Moyobamba Nueva – Moyobamba Existente

0,274 0,042 6,123 1,321 0,353 2,191


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3. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

3.1 Objetivo El objetivo del presente documento es el desarrollo de la Ingeniería Definitiva para la construcción de las subestaciones asociadas al proyecto Línea de Transmisión Carhuaquero - Cajamarca Norte – Cáclic - Moyobamba Nueva en 220 kV y subestaciones asociadas, el cual abarca el nivel de tensión de 220 kV en las subestaciones Carhuaquero, Nueva Carhuaquero, Cajamarca Norte, Nueva Cajamarca, Cáclic y Moyobamba Nueva, y niveles de tensión de 138 kV y 22,9 kV solamente en las subestaciones Cáclic y Moyobamba Nueva.

3.2 Alcances 3.2.1 Ampliación S.E. Carhuaquero 220 kV

En esta subestación se tiene proyectado ampliar los pórticos y las barras en 220 kV (simple barra) para el ingreso de una nueva celda en 220 kV, con su equipamiento correspondiente, que será salida de la línea de enlace con la SE Carhuaquero 220 kV. Para ello, se derribará una parte del muro perimétrico que se encuentra en la dirección norte, luego se ampliarán las vías de acceso de la subestación y del mismo muro perimétrico.

3.2.2 S.E. Nueva Carhuaquero 220 kV La subestación Nueva Carhuaquero es nueva y su configuración es doble barra más seccionador de transferencia en 220 kV. Esta subestación no tendrá restricciones en cuanto a libertad de espacio y diseño por ser nueva, sin embargo los diseños deberán contemplar los espacios necesarios para el desarrollo futuro de nuevas bahías, con el mínimo de interferencias sobre las instalaciones que se encuentren operando en ese momento, cuando su ejecución así lo requiera.

3.2.3 Ampliación S.E. Cajamarca Norte 220 kV La subestación Cajamarca Norte es existente, y presenta una configuración doble barra en U en 220 kV y barra simple en 60 kV. El trabajo proyectado en esta subestación consiste en la ampliación de las dos barras “A” y la ampliación de la barra central “B” de 220 kV entre las bahías existentes hacia Trujillo Norte y hacia Cerro Corona (dejando el espacio para una bahía futura en el lado opuesto) para la instalación de una nueva celda de línea en 220 kV para la línea de enlace con la SE Cajamarca Norte. Se construirán una caseta de campo para la celda de salida proyectada en la subestación existente. Se deberá tener especial cuidado para que la ejecución de los trabajos de obras civiles y montaje electromecánico no altere la operación y el funcionamiento de los equipos existentes.


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Asimismo, se tendrá sumo cuidado en la implementación de los sistemas de protección y medición, y control y supervisión a fin de lograr una integración perfecta con el sistema de control existente.

3.2.4 S.E. Nueva Cajamarca 220 kV

La subestación Nueva Cajamarca tiene configuración de doble barra más seccionador de transferencia en 220 kV. Esta subestación no tendrá restricciones en cuanto a libertad de espacio y diseño por ser nueva, sin embargo los diseños deberán contemplar los espacios necesarios para el desarrollo futuro de nuevas bahías, con el mínimo de interferencias sobre las instalaciones que se encuentren operando en ese momento, cuando su ejecución así lo requiera.

3.2.5 S.E. Cáclic 220/138/22,9 kV

La subestación Cáclic es nueva y su configuración es doble barra más seccionador de transferencia en 220 kV. No se instalará un sistema en 138 kV. Esta subestación no tendrá restricciones en cuanto a libertad de espacio y diseño por ser nueva, sin embargo los diseños deberán contemplar los espacios necesarios para el desarrollo futuro e implementación de los sistemas de conexión en doble barra 138 kV, con el mínimo de interferencias sobre las instalaciones que se encuentren operando en ese momento, cuando su ejecución así lo requiera. Teniendo en cuenta que en esta subestación se cerrará el anillo de transmisión entre sistemas de 220 kV con el de 138 kV, el Concesionario deberá tener muy en cuenta la selección final del grupo de conexión del transformador que tendrá una conexión Estrella-Estrella-Estrella-Delta.

3.2.6 S.E. Moyobamba Nueva 220/138/22,9 kV La subestación Moyobamba Nueva es nueva y su configuración es doble barra más seccionador de transferencia en 220 kV y una configuración doble barra en 138 kV. Desde el inicio deberá implementarse el sistema de conexiones en 138 kV y 220 kV. Esta subestación no tendrá restricciones en cuanto a libertad de espacio y diseño, por ser nueva. Se tomó en cuenta los sistemas de protección de las líneas de transmisión en 138 kV existentes a fin de guardar una buena coordinación y operación entre los sistemas de protección nuevos en SE Moyobamba Nueva 138 kV y los existentes que se encuentran en SE Moyobamba Existente 138 kV y SE Tarapoto 138 kV.

3.3 Parámetros del Sistema En la Tabla N°18 se presentan los parámetros generales para las ampliaciones y las nuevas subestaciones.


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Tabla 2.3-1 Características Eléctricas

PARAMETRO UNIDAD VALOR

Tensión nominal del sistema kV 220 138 22,9

Tensión máxima asignada kV 245 145 24

Frecuencia asignada Hz 60 60 60

Puesta a tierra del sistema sólido sólido Aislado

Número de fases 3 3 3

Tensión soportada asignada al impulso tipo rayo en el sitio de instalación

kVp 1050 650 95

Tensión soportada asignada al impulso tipo maniobra en el sitio de instalación

kVp - - -

Tensión soportada asignada a frecuencia industrial en el sitio de instalación

kVp 460 460 28

Corriente de corta duración admisible kA 40 31.5 25

Duración del cortocircuito asignado s 1 1 1

Distancia mínima de fuga mm/kV 25 20 20

Tensión máxima de radio interferencia, medida a 0.5MHz µV 2500 2500

Designación de fases R, S, T R, S, T R, S, T

El equipamiento y material eléctrico son para montaje exterior e interior; en general deberán ser apropiados para que su operación cumpla con los requerimientos de diseño de instalaciones eléctricas en el lugar de su instalación, cuyas condiciones ambientales, climáticas y sísmicas son las siguientes:


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Tabla 2.3-2 Condiciones Ambientales

DESCRIPCION UNIDAD

Ampliación

SE Carhuaquero

220 kV y SE Nueva

Carhuaquero 220 kV

Ampliación

SE Cajamarca

220 kV y SE Nueva Cajamarca

220 kV

SE

Cáclic

SE

Moyobamba

Temperatura Máxima (verano)(1)

°C 35 22 28 35

Temperatura Mínima (verano)(1)

°C 12 -11 0 12

Temperatura Media (1) °C 24 12 16 24

Velocidad de viento Máximo Sostenido (CNE)

Km/h 94 104 94 94

Humedad relativa % 94 65 94 94

Grado de Contaminación (IEC 60815)

Muy pesado Pesado Pesado Pesado

Precipitaciones mm/año 104.7 687 104.7 104.7

Altitud sobre el nivel del mar

Msnm 375 3606 2480 910

Nivel Isoceraúnico (2) Tormentas eléctricas-

año 27 27 34 55

(1) Senamhi (2) Cálculo consultor con data satelitat NASA y formulación CIGRE

3.4 Normas Aplicables Los siguientes criterios y normas técnicas han sido utilizados:

LCE - Ley de Concesiones Eléctricas decreto Ley 25844

CNE - Código Nacional de Electricidad, Suministro – 2001.

Reglamento Nacional de Edificaciones (RNE)

Ley general de Residuos Sólidos Nº 27314

IEC - The International Electrotechnical Commission

ANSI - American National Standards Institute

UNE – Norma Europea

ASTM - American Society for Testing and Materials

NESC C2-1997 - “National Electrical Safety Code”

RUS Bulletin 1724E-300 “Design Guide for Rural Substations ”


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3.5 Ampliación SE Carhuaquero 220 kV 3.5.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico

En este numeral se presentan los principales criterios y metodologías en los cuales se basarán los diseños de la ampliación de la subestación Carhuaquero en 220 kV.

a) Evaluación de las facilidades para la Ampliación de la Subestación

Como resultado de la inspección realizada a las instalaciones existentes de la subestación se ha podido verificar que existe el espacio físico para realizar las ampliaciones en la subestación Carhuaquero, ampliando el área de la misma en 1704m2 al costado de la celda proveniente del grupo N° 01 de la central hidroeléctrica. La ampliación de la subestación consiste en la instalación de 01 celda de salida de línea hacia la subestación Nueva Carhuaquero 220 kV. b) Premisas de Diseño Las premisas de diseño son las siguientes:

La ampliación de la subestación se diseñará teniendo como base los

requerimientos descritos en el “Anexo Nº1 del Contrato de Concesión”, la

nueva proposición de COBRA para las nuevas subestaciones Nueva

Carhuaquero y Nueva Cajamarca y considerando la aplicación de las normas

internacionales para justificar los requerimientos técnicos solicitados.

La ampliación de la subestación será diseñada manteniendo la configuración

de simple barra, continuando con los criterios de disposición de la

subestación existente.

c) Selección de la Configuración de la Barra

La subestación Carhuaquero es existente y presenta una configuración en simple barra, previéndose ampliarla en la dirección norte, para lo cual se derribará el cerco existente y se explanará el área requerida para implementar una celda de salida hacia la SE Nueva Carhuaquero, y dejar el espacio previsto para una salida futura en sentido contrario. d) Cálculo de cortocircuito

De acuerdo a los resultados obtenidos del cálculo de cortocircuito realizado en el acápite 9.5 del informe “CSL-132100-1-SE00-6-IF-01 Estudios Eléctricos Rev 0”, a continuación se muestra un resumen de dichos cálculos para la barra de 220 kV de la SE Carhuaquero:


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Tabla 2.5.1-1 Resumen del Cálculo de cortocircuito en SE Carhuaquero

Barra

Máximos niveles de cortocircuito

Falla monofásica Falla bifásica a tierra Falla trifásica

Corriente Cortocircuito (kA)



Carhuaquero 220 kV

5.75 5.63 5.43

e) Coordinación del Aislamiento Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos en 220 kV, de la ampliación de la Subestación Carhuaquero, se utilizó el método determinístico para seleccionar los aislamientos internos y el método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2, para establecer el aislamiento externo. El nivel de aislamiento del equipamiento se determinó estableciendo una tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo y una tensión de frecuencia industrial. Siguiendo la recomendación de la norma, es posible realizar una conversión de otro tipo de sobretensiones, como las de frente lento, a los tipos de soportabilidad mencionados, para establecer el nivel de prueba del aislamiento requerido en las condiciones de instalación de los equipos, definiéndose por lo tanto los niveles de aislamiento interno y externo de los equipos. Para la determinación de la coordinación del aislamiento se tomó como referencia las recomendaciones y la metodología de la norma IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos, y cuyos resultados se resumen a continuación:

Tabla 2.5.1-2 Niveles de Aislamiento

Descripción

Nivel de Tensión

220 kV

Tensión nominal de operación, kV 220

Tensión máxima del sistema, kV 245

Tensión soportada asignada de corta duración a frecuencia industrial, kV

460

Tensión soportada asignada al impulso tipo rayo Up, kV pico 1050

EL detalle de los resultados obtenidos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-01 - Coordinación de aislamiento”.

f) Distancias de Seguridad Las distancias de seguridad se calcularon a partir de los niveles de aislamiento resultantes del estudio de coordinación de aislamiento y siguiendo las recomendaciones de la norma IEC 60071-1 y 60071-2.


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Estas distancias se seleccionaron con base en la normalización presentada en la norma IEC 60071 - 2, en la cual se correlaciona la soportabilidad al impulso atmosférico y al impulso tipo maniobra con las distancias mínimas en aire. Como la subestación es existente, la determinación de las distancias de seguridad verificarán las distancias de seguridad que fueron adoptados en el diseño inicial de la subestación.

• Distancias de Seguridad Patio 220 kV El resumen de las distancias de seguridad se muestra en el siguiente cuadro:

Tabla 2.5.1-3 Distancias de Seguridad para 220 kV

Tensión Asignada

Ur Valor Eficaz

(kV)

Tensión soportada de corta duración

a frecuencia industrial

Us Valor rms

(kV)

Tensión

soportada al

impulso tipo rayo

Ur Valor

pico (kV-pico)

Distancia Mínima Fase-Tierra (mm)

Distancia Mínima Fase-Fase (mm)

Distancia de

Seguridad Circulación

del Personal

(mm)

Distancia de

Seguridad al cerco

perimetral (mm)

Distancia de

Seguridad Movimiento

de Vehículos

(mm)

220 460 1 050 1 900 4 000 2 250 5 000 1 900

El detalle de los cálculos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-08 -Distancias de seguridad de 138 kV y 220 kV”

3.5.2 Descripción Técnica Obras Electromecánicas S.E. Carhuaquero 220 kV

a) Descripción de las instalaciones existentes La Subestación Carhuaquero se ubica a 375 msnm, en el departamento de Cajamarca, provincia de Santa Cruz, cercana a la localidad de Chongoyape a unos 15 minutos en camioneta, a orillas del río Chancay. A partir de la mencionada subestación se evacúa 95 MW de la central hidroeléctrica de Carhuaquero en horas de punta, en la condición hidrológica de avenida. La tensión de generación es 10kV y la tensión de transmisión es 220 kV. La subestación en el patio de llaves se configura en simple barra con el siguiente equipamiento:

01 Celda de Línea, con destino a la S.E. Chiclayo Oeste, con equipamiento de maniobra

y medida del tipo convencional (seccionador de línea y de barra, interruptor,

transformadores de medida), los equipos son en 245 kV –1050 kV-BIL.

03 Celdas de línea, con destino a los transformadores de potencia de los grupos de

generación, con equipamiento de maniobra y medida del tipo convencional (seccionador


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de línea y barra, pararrayos interruptor, transformadores de medida), los equipos son en

245 kV –1050 kV-BIL.

01 Celda de Transformación, con destino al Patio de llaves de la DEP-MINEM, con

equipamiento de maniobra y medida del tipo convencional (seccionador de barra,

interruptor, transformadores de medida), los equipos son en 245 kV –1050 kV-BIL.

Celda prevista para la ampliación de la S.E. Carhuaquero para un grupo adicional de 10

MW, el cual se conectará al sistema de barras en 220 kV.

• Celda 220 kV para la CH Carhuaquero Unidades 01, 02 y 03

Un Interruptor de Potencia de accionamiento tripolar de 1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Un Seccionador de Barra de accionamiento tripolar y apertura horizontal central de 1050

kVp-BIL; 1600 A; 40 kA.

Un Seccionador de Línea de accionamiento tripolar y apertura horizontal central de 1050

kVp-BIL; 1600 A; 40 kA, con cuchilla de puesta a tierra.

Tres transformadores de corriente monofásicos de 1050 kVp-BIL; de relación 100-

200/1/1 A; 2x60VA-2x5P20.

Tres transformadores de tensión monofásicos del tipo capacitivo de 1050 kVp-BIL; de

relación 220:√3/0,10:√3/0,10:√3 kV; 100 VA-3P y 100VA-cl 0,5.

• Celda 220 kV para la Salida L-2240 a Chiclayo Oeste



kVp-BIL; 1600 A; 40 kA.




200/1/1 A; 2x60VA-2x5P20.



• Celda 220 kV para la salida a Patio de llaves 220/138/22,9 kV



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kVp-BIL; 1600 A; 40 kA.




200/1/1 A; 2x60VA-2x5P20.


relación 220: 3/0,10: 3/0,10: 3 kV; 100 VA-3P y 100VA-cl 0,5.

• Celda para la conexión de las CH Carhuaquero 04 y San Carlos



kVp-BIL; 1600 A; 40 kA.




200/1/1 A; 2x60VA-2x5P20.


relación 220: 3/0,10: 3/0,10: 3 kV; 100 VA-3P y 100VA-cl 0,5.

• Medición en la Barra Principal en 220 kV



• Transformador de Potencia de 220/10 kV

Transformador de Potencia de 220±2x2,5%/10 kV de 18/27 MVA ONAN-ONAF; Ynd11;

con transformador de corriente en el bushing de 100/1/1 A, 2x10VA-2x10P30.

• Celda Metal Clad en 10 kV

Una celda metal clad de 12 kV, 200 A, 25 kA, asociada al transformador de potencia.

Una celda metal clad de 12 kV, 200 A, 25 kA, para la conexión a la CH Carhuaquero

Unidad N° 4.


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Una celda metal clad de 12 kV, 200 A, 25 kA, para la conexión a la CH San Carlos.

b) Descripción de las Instalaciones Proyectadas

• Descripción General Se ampliará la S.E. Carhuaquero con una celda de línea de configuración simple barra 220 kV, del tipo convencional, ampliando el sistema barras, para ello se incrementará el área de la subestación, para lo cual se demolerá el cerco perimétrico, se construirán los caminos de acceso para la nueva celda y conexión con el existente, asimismo se construirá el cerco perimétrico, con lo cual la subestación quedará cercada, se construirá un talud similar al existente. Para la ubicación de los tableros de control, protección y comunicaciones, y banco de baterías se construirá una caseta de campo. Esta caseta de campo será ubicada en la zona contigua a la nueva celda de propiedad de COBRA. Para la alimentación de los servicios auxiliares de la Ampliación de SE Carhuaquero se equipará de acuerdo a lo descrito en el plano CSL-132100-1-SE01-6-PL-06; se tomará suministro en AC 380/220 V a partir de un transformador reductor, cuyo punto de conexión en el lado de alta tensión será definido en la Ingeniería de Detalle, y como sistema de respaldo se instalará un grupo electrógeno. Asimismo se instalarán nuevos banco de baterías que se conectarán a través de los cargadores rectificadores para la tensión DC 125 V y 48 V.

• Descripción del Equipamiento Electromecánico en el Patio de Llaves La celda de salida de línea en 220 kV que se conectará con la SE Cajamarca Norte presentará el siguiente equipamiento:

Un Interruptor de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 1050 kVp-BIL; 2500 A; 40

kA.

Un Seccionador de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050 kVp-BIL;

2500 A; 40 kA.

Un Seccionador de Línea de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050 kVp-BIL;

2500 A; 40 kA, con cuchilla de puesta a tierra.

Tres transformadores de corriente monofásicos de 1050 kVp-BIL; de relación 500-1000-

2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.



Tres Pararrayos de OZn de 198 kV, Uc=156 kV; clase 4; 20 kA, con contador de

descarga.

Dos trampas de onda en las fases “R” y "S".


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c) Configuración de Barras

• Configuración del Sistema de Barras La subestación Carhuaquero existente presenta una configuración simple barra, y tiene las siguientes características generales de operación y mantenimiento:

Para el caso de mantenimiento de la barra; se realizará el corte de servicio de todos los

circuitos, mientras dure el mantenimiento, periodo en el cual se debe realizar también el

mantenimiento a los equipos maniobra y medición de los circuitos, o en su defecto se

puede realizar el mantenimiento caliente, garantizando la continuidad de los circuitos.

Para el caso de mantenimiento del interruptor de un circuito, este circuito quedará

temporalmente sin servicio, mientras dure el mantenimiento, manteniéndose la

confiabilidad de la evacuación de la oferta, pues se podrá evacuar a las subestaciones;

Chiclayo Oeste o Carhuaquero, según sea el caso.

• Selección de los conductores para la ampliación de barra Se ha realizado la selección de la sección de las barras flexibles teniendo en consideración los siguientes criterios de cálculo:

Por efecto del transporte del conductor (capacidad térmica).

Capacidad de cortocircuito

A continuación se presenta el resumen de los resultados del cálculo de la capacidad de la barra seleccionada:

Tabla 2.5.1-4 Capacidad Térmica de Conductores

Tensión

de Operación

kV

Barra Tipo de

Conductor

Sección

Nominal MCM /mm2

Numero de

Conductores x

fase

Capacidad de Conducción (MVA)

Capacidad de Cortocircuito

(kA)

Flujo Máximo

Por la Barra (1)

CapacidadMáxima

Conductor(2)

Factor de

Seguridad%

Icc max del

Sistema(3)

Icc max que

soporta el conductor

(4)

220 Principal ACAR 1200/608 1 110 358 325% 5.75 84.67

Notas: (1) Flujo de Carga Máximo por la Barra, para el año 2020 (2) Capacidad de Conducción del Conductor a 70ºC (3) Corriente de cortocircuito máxima del sistema, calculada para el 2 020. (4) Corriente de cortocircuito máxima que Soporta el Conductor (0.5 seg.)


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Del cuadro anterior se concluye que el conductor seleccionado cumple ampliamente las solicitaciones de cortocircuito del sistema y el crecimiento futuro y proyectado de la demanda. d) Niveles de Aislamiento Seleccionados Se ha seleccionado el aislamiento del equipamiento de patio para la ampliación de la subestación Carhuaquero a partir del cálculo de la coordinación del aislamiento que sigue las recomendaciones y la metodología de la norma IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos.

• Aislamiento Interno El aislamiento interno para el equipamiento en 220 kV ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dado en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:

Para sobretensiones a frecuencia industrial : 360 kV

Para sobretensiones al impulso atmosférico : 850 kV

• Aislamiento externo El aislamiento externo ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dadas en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:




e) Número de celdas en 220 kV

La subestación será ampliada para albergar el alcance del presente proyecto, conforme a lo siguiente:

En el patio 220 kV se implementará 01 celda nueva,

Se equipará 01 celda de salida de línea en 220 kV para conexión con la subestación

Nueva Carhuaquero

f) Impacto de la ejecución del proyecto en las instalaciones existentes


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• En los equipos de maniobra Del análisis de cortocircuito desarrollado en el estudio de Pre-Operatividad se comprueba que los equipos de maniobra existentes se encuentran por encima de la capacidad de cortocircuito requerido por el sistema:

Poder de corte asignado en cortocircuito (Ik) : 31,5 kA (equipos existentes)

Máxima corriente de cortocircuito (Iccmax) : 5,75 kA (por el proyecto)

Se concluye que el proyecto no representa ningún impacto en lo referente al poder de corte del equipamiento existente, con la ejecución del presente proyecto.

• En la ampliación del sistema de barras Se ha previsto implementar la ampliación de las barras existentes con conductor de aleación de aluminio de 1200 MCM (608 mm2), y se ha realizado la verificación de la capacidad de las barras y del esfuerzo mecánico por tiro de rotura (barra existente de 100 MCM) incluyendo la implementación del presente proyecto, dando como resultado final que el proyecto no presenta ningún impacto en las barras existente.

• En el área de la subestación Se ha previsto la ampliación del área de la subestación al costado de la celda de llegada del grupo N° 01 de la central y dicha ampliación tendrá un largo aproximado de 76,3 m por un ancho aproximado de 13 m, es decir un área aproximada de 992 m2; motivo por el cual se debe demoler el cerco existente que se encuentra en ese lado; e implementar el nuevo cerco que incluya la nueva área de la subestación (76,3m x 13 m)

• En los Servicios Auxiliares Se ha previsto la alimentación de los servicios auxiliares de la nueva bahía a través de un transformador reductor cuyo punto de conexión en el lado de alta tensión será definido en la etapa de Ingeniería de Detalle, y como respaldo se instalará un grupo electrógeno. Este sistema a su vez alimentará a los bancos de baterías en DC de 125 V y 48 V. Para los servicios auxiliares se ha previsto hacer uso de un interruptor termomagnético del tablero de servicios auxiliares en corriente alterna existente de propiedad de Egenor; como alimentación principal del nuevo tablero de C.A. que se implementará con el presente proyecto y que alimentará a los equipos asociados. Para ello se realizará la verificación de la capacidad del transformador de servicios auxiliares existente. g) Características de los equipos de maniobra

• Interruptores de Potencia Los interruptores de potencia serán uni-tripolares, libres de reencendido, del tipo autosoplado con aislamiento y extinción en un ambiente de hexafloruro de azufre - SF6 y del tipo “tanque vivo”. Los interruptores de potencia para maniobrar las líneas de transmisión cuentan con mando monopolar y son aptos para recierres monopolares.


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Dichos interruptores presentan las siguientes características:

Interruptor de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

• Seccionadores de Línea y de Barra Los seccionadores serán de apertura tripolar, de montaje horizontal, con mando eléctrico local y remoto, así como mando mecánico local. Los seccionadores tendrán las siguientes características generales:

Seccionadores de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050 kVp-BIL;

2500 A; 40 kA.

Seccionador de Línea de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050 kVp-BIL; 2500

A; 40 kA, con cuchilla de puesta a tierra.

• Transformadores de Corriente Los transformadores de corriente serán aislados en aceite, de relación múltiple, los secundarios serán de 1 A, el número de núcleos serán de cinco devanados secundarios (4 para protección y 1 para medida). La clase de precisión para medida es 0,2 y el de protección 5P20. Las características principales de los transformadores de corriente son las siguientes:


2000/1/1/1/1/1 A; 3x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

• Transformadores de Tensión Serán del tipo divisor capacitivo para conexión entre fase y tierra. El transformador de tensión intermedio tendrá dos devanados secundarios eléctricamente separados. La precisión de los secundarios cumplirá simultáneamente con las clases 0,2 y 3P así:

Entre el 5 % y el 80 % de la tensión nominal será 3P

Entre el 80 % y el 120 % de la tensión nominal será 0,2


La prestación para ambos arrollamientos será de 30 VA, la tensión secundaria para cada uno

de los arrollamientos será 100/√3V. La capacitancia será de 4400 pF; la misma que será confirmada según los requerimientos de los sistemas de comunicaciones en la etapa de ingeniería de detalle. Cada tres (03) transformadores de tensión se contará con una caja de agrupamiento de cables con borneras normales. Asimismo, en el caso de las celdas de líneas de transmisión cada uno de los dos (02) circuitos de protección deberá tener su correspondiente interruptor


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termomagnético ultrarrápido con dos contactos auxiliares N/C. También, el circuito de medida contará con su correspondiente termomagnético idéntico a los de la protección. Las características principales de los transformadores de tensión son las siguientes:


relación 220:√3/0,10:√3/0,10:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA - cl 0,2.

• Pararrayos Los pararrayos serán con discos de óxido de Zinc clase 4, con revestimiento de porcelana, sin explosores con dispositivos de alivio de presión; se conectarán entre fase y tierra y son para operación frecuente debido a sobretensiones tipo rayo y sobretensiones por maniobra en líneas y transformadores de potencia. Todos los pararrayos tendrán contadores de descarga. Las características principales de los pararrayos son:

Tensión nominal 198 kV; una tensión máxima de operación continua COV de 156 kV;

una capacitad de sobre tensión transitoria TOV de 229/217kV para 1s/10s

respectivamente; corriente nominal de descarga de 20 kA; de clase de protección 4.

• Trampas de onda Las características de las trampas de onda serán seleccionadas considerando las corrientes nominal y de corto circuito además de las frecuencias asignadas a los PLC. Las trampas de onda deberán cumplir con la última edición de la norma vigente IEC 353.

h) Sistema de Puesta a Tierra

La ampliación de la malla de tierra profunda será mediante la utilización de conductor desnudo de cobre extraflexible de 120mm2. La red de tierra superficial será con conductor desnudo de cobre extraflexible de 70mm2 o 2/0 AWG. El sistema de puesta a Tierra a diseñar, deberá cumplir con las siguientes funciones:

Proporcionar un circuito de baja impedancia, para la dispersión a tierra de las corrientes

de falla monofásicas, o cargas estáticas generadas en las carcasas de los equipos.

Evitar que durante la circulación de las corrientes a tierra se puedan producir diferencias

de potencial entre distintos puntos de la subestación, lo cual resulta un peligro para el

personal.


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Facilitar la sensibilidad de los relés de protección para la eliminación rápida de fallas a

tierra.

Dar mayor confiabilidad y continuidad de servicio eléctrico.

La unión de la malla de tierra profunda y la red de tierra superficial se realizará mediante soldadura exotérmica tipo Cadweld; y los conectores y demás accesorios serán de bronce. Los terminales para las conexiones a los bornes de tierra de todos los equipos y estructuras metálicas serán de cobre planos a compresión. Los equipos de alta tensión tales como interruptores de potencia, seccionadores, transformadores de medida, pararrayos, etc. serán suministrados con bornes de puesta a tierra tipo grapa para la conexión del conductor de la puesta a tierra superficial. Los equipos de baja tensión tales como tableros y gabinetes de mando de los interruptores y seccionadores, serán suministrados con bornes de puesta a tierra para la conexión a tierra mediante terminales planos a compresión. Adicionalmente todas las estructuras metálicas, tales como los soportes de equipos del patio de llaves, el sistema de pórticos de celosía, cercos metálicos, puertas y ventanas, etc., serán conectados a la malla de tierra profunda a través de la red de tierra superficial. Asimismo se ha considerado la utilización de Grava con una altura de 10 cm para la ampliación del patio de llaves de la subestación, esto con la finalidad de incrementar la resistencia de contacto de la persona cuando pisa en el área conformada por la subestación. El detalle y cálculo del sistema de puesta a tierra será desarrollado detalladamente en la etapa de Ingeniería de Detalle. i) Servicios Auxiliares Se propone la instalación de servicios auxiliares independientes para alimentación auxiliar requerida por los equipos de maniobra, control y protección de las nuevas bahías que pertenecen al proyecto. Para la selección del sistema de servicios auxiliares, tanto en C.A. como en C.C., se consideró un sistema que permitiera darle un buen respaldo, con el fin de asegurar una buena confiabilidad en la operación. Además, los servicios auxiliares contarán con un respaldo al 100%, pues se equipará con 02 juegos de bancos baterías y cargadores rectificadores, instalados en el edificio de control, los cuales se permutarán para trabajar por periodos. Los niveles de tensión que se utilizarán con el presente proyecto son:

Corriente continua para control y protección : 125 Vcc

Corriente continua para Comunicaciones : 48 Vcc


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Corriente alterna, iluminación, calefacción, etc. : 380/220 Vca

• Sistema de corriente alterna El suministro de energía a las cargas de corriente alterna se realizará a través de un transformador reductor a 380/220 VAC cuyo punto de conexión en alta será definido en la etapa de ingeniería de detalle del presente proyecto. Además, como suministro de respaldo se contará con la instalación de un grupo electrógeno. La descripción de este suministro se encuentra en el plano “CSL-132100-1-SE01-6-PL-06”. En la nueva caseta de campo se instalará un gabinete con interruptores tripolares o monopolares termomagnéticos para la protección y desconexión de los diferentes circuitos requeridos en cada sitio (calefactores, motores de interruptores y seccionadores, sistema de iluminación y tomacorrientes, circuitos de refrigeración, cargadores de baterías, etc.). Desde el barraje a 380/220 VAC de distribución del nuevo edificio de control, se alimentarán las cargas de C.A. de la sala (iluminación interior y exterior, tomacorrientes, etc.) y se tomará la alimentación para los cargadores de baterías que se utilizarán en el sistema de corriente continua. En el gabinete se utilizan interruptores de caja moldeada, tripolares, con las capacidades de corriente nominal y de cortocircuito apropiadas a las cargas a suministrar y a los niveles de falla en la instalación. Capacidad del sistema de corriente alterna

Para determinar la capacidad de los equipos y la capacidad del transformador de servicios auxiliares de C.A. se tendrá en cuenta los valores de las cargas, tales como motores para accionamiento de interruptores y seccionadores, calentadores de gabinete, cargadores de baterías, iluminación interior de la sala de control, iluminación de exteriores y accesos, etc.

• Sistema de corriente continua Esquema general del sistema Para garantizar un suministro de tensión y energía constantes para el control y la operación de la subestación, se utilizará la corriente continua obtenida del cargador rectificador y el banco de baterías. Con el fin de obtener el grado de seguridad requerido por el sistema de control distribuido de la subestación, se ha considerado en la nueva caseta de campo un sistema de corriente continua DC a una tensión de 125 V y 48 V para alimentar la carga de los circuitos de control, comunicaciones, motores seccionadores e interruptores, protecciones, iluminación de emergencia, etc. Capacidad del sistema de corriente continúa En la determinación de la capacidad de los equipos de servicios auxiliares de c.c. se tendrá en cuenta los valores de las cargas finales. Para la determinación de los amperios - hora del banco de baterías, se utilizará la metodología indicada en la Norma IEEE 1115 y se tendrá en cuenta las cargas indicadas anteriormente, las cuales operan en un ciclo de consumo


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continuo, donde las situaciones de operación más críticas bajo las cuales se pueda ver obligado a trabajar el banco de baterías es prácticamente despreciable con respecto al trabajo continuo. Una vez determinada la capacidad del banco de baterías, se seleccionará la capacidad del cargador de baterías, la cual se determinará teniendo en cuenta el consumo continuo de las cargas y la corriente de recarga del banco de baterías. Los cargadores rectificadores y banco de baterías que se implementarán son en 125 V y 48 V.

3.6 Subestación Nueva Carhuaquero 220 kV 3.6.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico

En este acápite se presentan los principales criterios y la metodología en los cuales se basará el diseño de la subestación Nueva Carhuaquero 220 kV. a) Evaluación de las facilidades para la Implementación de la Subestación Como resultado de la inspección realizada a la zona donde se instalará la subestación, se definió el área de la subestación en la mejor zona posible, dado que la geografía existente es muy accidentada. b) Premisas de Diseño

Las premisas de diseño son las siguientes:

La Subestación se diseñará teniendo como base y considerando la aplicación de las

normas internacionales para justificar los requerimientos técnicos solicitados.

c) Selección de la Configuración de la Barra El sistema de barras de 220 kV presentará una configuración en doble barra más seccionador de transferencia, implementada con la ejecución del presente proyecto. d) Cálculo de cortocircuito De acuerdo a los resultados obtenidos del cálculo de cortocircuito realizado en el acápite 9.5 del informe de Estudios Eléctricos CSL-132100-1-SE00-6-IF-01, a continuación se muestra un resumen de dichos cálculos para la barra de 220 kV de la SE Nueva Carhuaquero:


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Tabla 2.6.1-1 - Resumen del Cálculo de cortocircuito en SE Nueva Carhuaquero

Barra






Nueva Carhuaquero

220 kV 5.69 5.58 5.41

e) Coordinación del Aislamiento Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos en 220 kV para la subestación Nueva Carhuaquero se utilizó el método determinístico para seleccionar los aislamientos internos y el método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2, para establecer los aislamientos externos. El nivel de aislamiento del equipamiento se determinó estableciendo una tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo y a una tensión de frecuencia industrial; siguiendo la recomendación de la norma es posible realizar una conversión de otro tipo de sobretensiones, como las de frente lento, a los tipos de soportabilidad mencionados, para establecer el nivel de prueba del aislamiento requerido en las condiciones de instalación de los equipos, definiéndose por lo tanto los niveles de aislamiento interno y externo de los equipos. La determinación de la coordinación del aislamiento siguió las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos, y cuyos resultados del cálculo se resumen a continuación:


Descripción Nivel de Tensión

220 kV




460


El detalle de los resultados obtenidos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-01 - Coordinación de aislamiento”.

f) Distancias de Seguridad Las distancias de seguridad se calcularon a partir de los niveles de aislamiento resultantes del estudio de coordinación de aislamiento y siguiendo las recomendaciones de la norma IEC 60071-1 y 60071-2.


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Estas distancias se seleccionaron con base en la normalización presentada en la norma IEC 60071 - 2, en la cual se correlaciona la soportabilidad al impulso atmosférico y al impulso tipo maniobra con las distancias mínimas en aire.



Tensión Asignada

Ur Valor

Eficaz (kV)

Tensión soportada de corta duración


Us Valor rms

(kV)

Tensión

soportada al

impulso tipo rayo

Ur Valor

pico (kV-pico)


Distancia Mínima

Fase-Fase (mm)

Distancia de


del Personal

(mm)

Distancia de

Seguridad al cerco

perimetral (mm)

Distancia de


de Vehículos

(mm)

220 460 1 050 1 900 4 000 2 250 5 000 1 900

El detalle de los cálculos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-08 - Cálculo de Distancias de Seguridad – Rev. 0”

3.6.2 Descripción Técnica Obras Electromecánicas

a) Descripción de las Instalaciones Proyectadas La subestación Nueva Carhuaquero se ha concebido para ser del tipo atendida. Los equipos en 220 kV serán instalados al exterior (patio de llaves), y estará diseñada para poder ampliarse hacia el costado. Se ha previsto implementar 03 celdas en 220 kV con el presente proyecto, las cuales se describe a continuación:

01 celda de línea hacia SE Carhuaquero.

01 celda de línea hacia SE Nueva Cajamarca.

01 celda para el acoplamiento.

Se ha previsto espacio para bahías de 220 kV que serán instalados a futuro. Se construirán un edificio de control y una caseta de campo.


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Los tableros de control, protección y medida de cada una de las celdas de línea, que permiten el control y monitoreo de los equipos en 220 kV se instalarán dentro de la caseta de campo ubicada en el Patio de Llaves, y el cual estará equipada con baterías y cargadores rectificadores previstos para alimentar a las 2 celdas de línea. De la caseta de campo del equipamiento en 220 kV se llevará toda la información de las bahías que controla, con fibra óptica al edificio de control que concentrará toda la información de la subestación, el cual también contará con servicios auxiliares propios, y cuyo suministro será en 22,9 kV (el punto de suministro para los servicios auxiliares se definirá en la etapa de ingeniería de detalle). Para darle confiabilidad a los sistemas auxiliares se implementará un grupo diesel en BT para suministrar energía al 100% de la subestación, el mismo que se conectará automáticamente a los servicios auxiliares cuando se requiera.

b) Descripción del Equipamiento Electromecánico en el Patio de Llaves

• Celdas en 220 kV para la salida a Carhuaquero La celda de salida de línea en 220 kV que se conectará con la S.E Carhuaquero presentará el siguiente equipamiento:


kA.

Tres Seccionadores de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050 kVp-

BIL; 2500 A; 40 kA (1 de doble apertura y 2 tipo pantógrafo)




2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.




descarga.

• Celda en 220 kV para la salida a la S.E. Nueva Cajamarca La celda de salida de línea en 220 kV que se conectarán con la S.E. Nueva Cajamarca presentará el siguiente equipamiento:


kA.

Tres Seccionadores de Barra de 1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA. (Uno de doble apertura y

dos de tipo pantógrafo)


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2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.


relación 220: √3/0,11:√3/0,11:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2.


descarga.


• Celda en 220 kV para el acople de barras La celda para el acople de las barras en 220 kV presentará el siguiente equipamiento:


kA.

Dos Seccionadores de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050 kVp-

BIL; 2500 A; 40 kA.


2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

• Equipos asociados al sistema de barra en 220 kV Los equipos asociados al sistema de barras en 220 kV son:

Dos transformadores de tensión monofásicos del tipo capacitivo de 1050 kVp-BIL; de

relación 220:√3/0,11:√3/0,11:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2 (uno por barra).

Dos seccionadores de puesta a tierra de accionamiento tripolar de 1050 kVp-BIL; 2500

A; 40 kA.

c) Configuración de Barras Configuración del Sistema de Barras

Para el patio en 220 kV se ha previsto implementar la configuración “Doble barra más seccionador de transferencia”, la misma que permitirá las facilidades de operación y mantenimiento y la continuidad de conexión con las subestaciones de Carhuaquero y Nueva Cajamarca.


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Las características principales y facilidades de operación del sistema de doble barra más seccionador de transferencia en 220 kV se resumen a continuación en el cuadro siguiente:

Tabla 2.62-1 Facilidades de operación y mantenimiento de la configuración en 220 kV

Descripción Evento Facilidades

Efecto de Mantenimiento

de la celda

Circuito

Para el caso de mantenimiento de una celda, este circuito perderá el el suministro mientras dure el mantenimiento, y se realizará mantenimiento a todos los equipos de la celda, incluyendo el seccionador de barra y el seccionador de transferencia que se encuentra conectada a la barra sin servicio (p.e. barra A); para realizar el mantenimiento el segundo seccionador de barra, se deben pasar todos los circuitos a la otra barra para desenergizar la barra B y así realizar el mantenimiento al segundo seccionador de barras de la celda en mantenimiento. La confiabilidad de la interconexión con SE Cajamarca Norte y SE Moyobamba Nueva se mantiene, puesto que se tiene dos circuitos para conexión con ambas Subestaciones.

Acoplamiento Se puede realizar mantenimiento de la celda de acoplamiento (interruptor seccionadores y transformadores de medida) sin corte de servicio, para lo cual todos los circuitos se pasarán a la barra A, y luego se efectuará cambio de barras pasando todos los circuitos a la barra B


en Barras

Mantenimiento en la

Barra A

Se puede realizar mantenimiento de Barras sin corte de servicio, para lo cual todos los circuitos se pasarán a la barra B, quedando configurada la subestación en este periodo en simple Barra.

Mantenimiento en la

Barra B

Se puede realizar mantenimiento de Barras sin corte de servicio, para lo cual todos los circuitos se pasarán a la barra A, quedando configurada la subestación en este periodo en simple Barra.

Efecto de mantenimiento o reparación de interruptor de potencia de la nuevas bahías con

transferencia de protección

al acoplamiento

Mantenimiento o reparación a

interruptor fallado

conectado a la Barra A

El mantenimiento se realizará con corte de servicio temporal del circuito cuyo interruptor se requiere reparar, debido al bypass que se instalará sobre dicho interruptor. Para la transferencia de maniobra y protección del interruptor fallado al acoplamiento, se procederá a trasladar todos los circuitos a la barra B excepto el circuito cuyo interruptor se encuentra en reparación. Asimismo se realizará el cambio del circuito de disparo hacia el interruptor del acople, para lo cual se realizarán las adecuaciones necesarias para realizar esta maniobra desde la caseta de control.


interruptor fallado

conectado a la Barra B

El mantenimiento se realizará con corte de servicio temporal del circuito cuyo interruptor se requiere reparar, debido al bypass que se instalará sobre dicho interruptor. Para la transferencia de maniobra y protección del interruptor fallado al acoplamiento, se procederá a trasladar todos los circuitos a la barra A excepto el circuito cuyo interruptor se encuentra en reparación. Asimismo se realizará el cambio del circuito de disparo hacia el interruptor del acople, para lo cual se realizarán las adecuaciones necesarias para realizar esta maniobra desde la caseta de control.


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Sección de los conductores de barra Se ha realizado la selección de la sección de las barras flexibles teniendo en consideración los siguientes criterios de cálculo:



A continuación se realiza un resumen de los cálculos de la capacidad de la barra seleccionada:


Tensión de

OperaciónkV

BarraTipo de

Conductor

Sección Nominal

MCM /mm2

Numero de Conductores

x fase



(kA)

Flujo Máximo

Por la Barra (1)

CapacidadMáxima

Conductor(2)

Factor de

Seguridad(%)

Icc max del

Sistema(3)

Icc max que

soporta el

conductor(4)

220 A ACAR 1200/608 1 98 358 365% 5.69 84.67

220 B ACAR 1200/608 1 98 358 365% 5.69 84.67


Del cuadro anterior se concluye que el conductor de 1200 MCM seleccionado cumple ampliamente las solicitaciones de cortocircuito del sistema y el crecimiento futuro y proyectado de la demanda.

d) Niveles de aislamiento seleccionados Se ha seleccionado el aislamiento del equipamiento de patio para la nueva subestación Nueva Cajamarca partir del cálculo de la coordinación del aislamiento que sigue las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos.

Aislamiento interno 220 kV El aislamiento interno para el equipamiento en 220 kV ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dado en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:




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Aislamiento externo 220 kV El aislamiento externo ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dadas en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:




e) Número de celdas en 220 kV La subestación es completamente nueva y ha sido configurada bajo la siguiente disposición y crecimiento de futuro de la subestación: En el patio en 220 kV se implementarán 3 celdas nuevas, asimismo tiene la posibilidad de atender cargas nuevas con celdas de reserva. Las celdas previstas son las siguientes:

Se equipará 02 celdas de línea en 220 kV para conexión con las subestaciones

Carhuaquero (01); y Nueva Cajamarca (01).

Se equipará 01 celda de acoplamiento en 220 kV.

Se prevé como reserva el espacio para 09 celdas en 220 kV.

f) Características de los equipos de maniobra

Interruptores de potencia

Los interruptores de potencia serán uni-tripolares y tripolares, libres de reencendido, del tipo autosoplado con aislamiento y extinción en un ambiente de hexafloruro de azufre - SF6 y del tipo “tanque vivo”. Los interruptores de potencia para maniobrar las líneas de transmisión cuentan con mando monopolar y son aptos para recierres monopolares. Los interruptores presentan las siguientes características:

Tres Interruptores de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 1050 kVp-BIL;

2500 A; 40 kA.

Seccionadores de línea y de barra

Los seccionadores serán de apertura tripolar, de montaje horizontal, con mando eléctrico local y remoto, así como mando mecánico local. Los seccionadores tendrán las siguientes características generales:


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Seccionadores de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050

kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Seccionadores de Línea de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050


Seccionador de Barra tipo pantógrafo de 1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Transformadores de corriente

Los transformadores de corriente serán aislados en aceite, de relación múltiple, los secundarios serán de 1 A, el número de núcleos serán de cuatro devanados secundarios. La clase de precisión para medida es 0,2 y el de protección 5P20. Las características principales de los transformadores de corriente son las siguientes:

Transformadores de corriente monofásicos de 1050 kVp-BIL; de relación 500-

1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

Transformadores de tensión

Serán del tipo divisor capacitivo para conexión entre fase y tierra. El transformador de tensión intermedio tendrá dos devanados secundarios eléctricamente separados. La precisión de los secundarios cumplirá simultáneamente con las clases 0,2 y 3P así:





de los arrollamientos será 110/√3V. La capacitancia será de 4400 pF; la misma que será confirmada según los requerimientos de los sistemas de comunicaciones en la etapa de ingeniería de detalle. Cada tres (03) transformadores de tensión se contará con una caja de agrupamiento de cables con borneras normales. Asimismo, en el caso de las celdas de líneas de transmisión cada uno de los dos (02) circuitos de protección deberá tener su correspondiente interruptor termomagnético ultrarrápido con dos contactos auxiliares N/C. También, el circuito de medida contará con su correspondiente termomagnético idéntico a los de la protección. Las características principales de los transformadores de tensión son las siguientes:

Tres transformadores de tensión monofásicos del tipo capacitivo de 1050

kVp-BIL; de relación 220:√3/0,11:√3/0,11:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2.


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Pararrayos Los pararrayos serán con discos de óxido de Zinc, con revestimiento de porcelana, sin explosores con dispositivos de alivio de presión; se conectarán entre fase y tierra y son para operación frecuente debido a sobretensiones tipo rayo y sobretensiones por maniobra en líneas y transformadores de potencia. Todos los pararrayos tendrán contadores de descarga. Las características principales de los pararrayos serán los siguientes:

En el nivel de 220 kV, los pararrayos tendrán una tensión nominal 198 kV;

una tensión máxima de operación continua COV de 156 kV; una capacitad de

sobre tensión Transitoria TOV de 229/217kV para 1s/10s respectivamente;

corriente nominal de descarga de 20 kA; de clase de protección 4.

Trampas de onda Las características de las trampas de onda serán seleccionadas considerando las corrientes nominal y de corto circuito además de las frecuencias asignadas a los PLC. Las trampas de onda deberán cumplir con la última edición de la norma IEC 353.

g) Sistema de puesta a tierra La malla de tierra profunda será mediante la utilización de conductor desnudo de cobre extraflexible de 120mm2. La red de tierra superficial será con conductor desnudo de cobre extraflexible de 70mm2 o 2/0 AWG. El sistema de puesta a Tierra a diseñar, deberá cumplir con las siguientes funciones:

Proporcionar un circuito de baja impedancia, para la dispersión a tierra de las

corrientes de falla monofásicas, ó cargas estáticas generadas en las carcasas

de los equipos.

Evitar que durante la circulación de estas corrientes a tierra, se puedan

producir diferencias de potencial entre distintos puntos de la subestación,

siendo un peligro para el personal.

Facilitar la sensibilidad de los relés de protección, para la eliminación rápida

de fallas a tierra.


La unión de la malla de tierra profunda y la red de tierra superficial se realizará mediante soldadura exotérmica tipo Cadwel; y los conectores y demás accesorios serán de bronce. Los


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terminales para las conexiones a los bornes de tierras de todos los equipos y estructuras metálicas serán de cobre planos a compresión. Los equipos de alta tensión tales como interruptores de potencia, seccionadores, transformadores de medida, pararrayos, etc. serán suministrados con bornes de puesta a tierra tipo grapa para la conexión del conductor de la puesta a tierra superficial. Los equipos de baja tensión tales como tableros y gabinetes de mando de los interruptores y seccionadores, serán suministrados con bornes de puesta a tierra para la conexión a tierra mediante terminales planos a compresión. Adicionalmente todas las estructuras metálicas, tales como los soportes de equipos del patio de llaves, el sistema de pórticos de celosía, cercos metálicos, puertas y ventanas, etc, serán conectados a la malla de tierra profunda a través de la red de tierra superficial. El detalle y cálculo del sistema de puesta a tierra será desarrollado en la Etapa de Ingeniería de Detalle.

h) Servicios Auxiliares

Los servicios auxiliares de la subestación estarán alimentados por:

Alimentación Principal : El punto de suministro en 22.9 kV será definido en la

etapa de ingeniería de detalle. Desde este punto de suministro se alimentará

un transformador de servicios auxiliares conectado al nuevo tablero de C.A.

que alimentará las cargas de las celdas que se implementarán con el

presente proyecto.

Alimentación Secundaria : Esta alimentación servirá de respaldo a la

alimentación principal, y será mediante grupo electrógeno diesel de la misma

capacidad con una tensión en 380/220 VAC, y entrará en operación de

manera automática cuando la alimentación principal se encuentre fuera de

servicio.

Los servicios auxiliares contarán con un respaldo al 100%, pues se equipará con 02 juegos de bancos baterías y cargadores rectificadores, instalados en el edificio de control, los cuales se permutarán para trabajar por períodos. Los niveles de tensión que se utilizarán con el presente proyecto son:

Corriente continua para control y protección : 125

VDC

Corriente continua para Comunicaciones : 48

VDC


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Corriente alterna, iluminación, etc. : 380/220

VAC

Sistema de corriente alterna El suministro de potencia a las cargas de corriente alterna se hará desde el edifico de control y la caseta de campo que se implementará con el presente proyecto, y estará conformada por un barraje a 380/220 VAC, que alimentarán las cargas del patio a 220 kV, conformando un sistema secundario radial con cargas concentradas. En el edificio de control y la caseta de campo se instalarán gabinetes con interruptores uni-tripolares termomagnéticos para la protección y desconexión de los diferentes circuitos requeridos en cada sitio (calefactores, motores de interruptores y seccionadores, sistema de iluminación y tomacorrientes, circuitos de refrigeración, cargadores de baterías, iluminación interior y exterior, tomacorrientes, etc.) y se tomará la alimentación para los cargadores de baterías que se utilizarán en el sistema de corriente continua. En el gabinete se utilizarán interruptores de caja moldeada, tripolares, con las capacidades de corriente nominal y de cortocircuito apropiadas a las cargas a suministrar y a los niveles de falla en la instalación. Capacidad del sistema de corriente alterna Para determinar la capacidad de los equipos y la capacidad del transformador de servicios auxiliares de C.A. se tendrá en cuenta los valores de las cargas, tales como motores para accionamiento de interruptores y seccionadores, calentadores de gabinete, cargadores de baterías, iluminación interior de la sala de control, iluminación de exteriores y accesos, etc. Sistema de corriente continua

Esquema general del sistema Para garantizar un suministro de tensión y energía constantes para el control y la operación de la subestación, se utilizará la corriente continua obtenida del cargador rectificador y el banco de baterías, que se implementarán en el edificio de control y casetas de campo. Con el fin de obtener el grado de seguridad requerido por el sistema de control distribuido de la subestación, se ha considerado en el nuevo edificio de control y en la caseta de campo sistemas de corriente continua a tensión de 125 VDC y 48 VDC. Capacidad del sistema de corriente continua En la determinación de la capacidad de los equipos de servicios auxiliares de c.c. se tendrá en cuenta los valores de las cargas finales. Para la determinación de los amperios - hora del banco de baterías, se utilizará la metodología indicada en la Norma IEEE 1115 y se tendrá en cuenta las cargas indicadas anteriormente, las cuales operan en un ciclo de consumo continuo, donde las situaciones de operación más críticas bajo las cuales se pueda ver obligado a trabajar el banco de baterías es prácticamente despreciable con respecto al trabajo continuo.


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Una vez determinada la capacidad del banco de baterías, se seleccionará la capacidad del cargador de baterías, la cual se determinará teniendo en cuenta el consumo continuo de las cargas y la corriente de recarga del banco de baterías. Los cargadores rectificadores y banco de baterías que se implementarán son en 125 VDC y 48 VDC.

3.7 Ampliación SE Cajamarca Norte 220 kV 3.7.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico

En este numeral se presentan los principales criterios y metodologías en los cuales se basarán los diseños de la ampliación de la subestación Cajamarca Norte en 220 kV.

a) Evaluación de las facilidades para la Ampliación de la Subestación

Como resultado de la inspección realizada a las instalaciones existentes de la subestación se ha podido verificar que existe en el patio de llaves de la subestación el espacio para la implementación de la nueva celda en 220 kV hacia la SE Nueva Cajamarca. La subestación cuenta con dos cercos perimétricos (externo e interno) para el presente proyecto se demolerá el cerco interno, que permita la ampliación del patio en 220 kV (1 nueva celda); y se dejará el espacio previsto para las ampliaciones de una celda futura en 220 kV.

b) Premisas de Diseño Las premisas de diseño son las siguientes:

La Subestación se diseñará teniendo como base los requerimientos descritos

en el Anexo Nº1 del contrato de Concesión, y considerando la aplicación de

las normas internacionales para justificar los requerimientos técnicos

solicitados.

La subestación será diseñada completando la configuración de doble barra

en U (configuración existente), continuando con los criterios de disposición de

la subestación existente.

c) Selección de la Configuración de la Barra La subestación Cajamarca Norte es existente y presenta una configuración de doble barra en U en el nivel de 220 kV y una configuración de barra simple en el nivel de 60 kV. Para los trabajos de ampliación se mantendrá la configuración descrita.

d) Cálculo de cortocircuito De acuerdo a los resultados obtenidos del cálculo de cortocircuito realizado en el acápite 9.5 del informe de Estudios Eléctricos CSL-132100-1-SE00-6-IF-01, a continuación se muestra un resumen de dichos cálculos para la barra de 220 kV de la SE Cajamarca Norte:


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Tabla 2.7.1-1 Resumen del Cálculo de cortocircuito en SE Cajamarca Norte

Barra


Falla monofásica Falla bifásica a

tierra Falla trifásica




Cajamarca Norte 220 kV

7.09 6.82 6.34

e) Coordinación del Aislamiento Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos en 220 kV para la ampliación de la Subestación Cajamarca Norte se utilizó el método determinístico para seleccionar los aislamientos internos y el método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2, para establecer los aislamientos externos. El nivel de aislamiento del equipamiento se determinó estableciendo una tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo y a una tensión de frecuencia industrial; siguiendo la recomendación de la norma es posible realizar una conversión de otro tipo de sobretensiones, como las de frente lento, a los tipos de soportabilidad mencionados, para establecer el nivel de prueba del aislamiento requerido en las condiciones de instalación de los equipos, definiéndose por lo tanto los niveles de aislamiento interno y externo de los equipos. La determinación de la coordinación del aislamiento siguió las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos, y cuyos resultados del cálculo se resumen a continuación:


Descripción

Nivel de Tensión

220 kV




460


El valor de aislamiento de 1300 kVp se sustenta en la finalidad de dar mayor seguridad al nuevo equipamiento que se instalará en la SE Cajamarca Norte por las características climatológicas y geográficas de su ubicación. El detalle de los resultados obtenidos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-01 - Coordinación de aislamiento”.


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f) Distancias de Seguridad

Las distancias de seguridad se calcularon a partir de los niveles de aislamiento resultantes del estudio de coordinación de aislamiento y siguiendo las recomendaciones de las normas IEC 60071-1 y 60071-2. Estas distancias se seleccionaron con base en la normalización presentada en la norma IEC 60071 - 2, en la cual se correlaciona la soportabilidad al impulso atmosférico y al impulso tipo maniobra con las distancias mínimas en aire. Como la subestación es existente, la determinación de las distancias de seguridad verificarán las distancias de seguridad adoptadas para el diseño inicial de la subestación.



Tensión Asignada

Ur Valor

Eficaz (kV)

Tensión

soportada de corta

duración a frecuencia industrial

Us Valor rms

(kV)

Tensión

soportada al impulso tipo rayo

Ur Valor pico (kV-pico)

Distancia Mínima Fase-Tierra

Distancia Mínima

Fase-Fase Entre

conductores

Distancia Mínima

Fase-Fase Entre polos

del seccionador

Distancia de


del Personal

(mm)

Distancia de

Seguridad al cerco

perimetral (mm)

Distancia de


de Vehículos

(mm)

220 950 1 300 2 900 4 500 5 000 2 500 5 500 2 900

El detalle de los cálculos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-08 - Cálculo de Distancias de Seguridad”

3.7.2 Descripción técnica de obras electromecánicas

a) Descripción de las Instalaciones Existentes

La Subestación Cajamarca Norte se ubica a 3 606 msnm, en el departamento, provincia y distrito de Cajamarca. La subestación es propiedad de CONENHUA, la tensión de transmisión es en 220 kV y su configuración es doble barra en U. Está conformada por el siguiente equipamiento:

05 Celdas de Línea en 220 kV, una celda proveniente de la S.E. Trujillo

Norte, dos celdas provenientes de la SE Kiman Ayllu y las dos últimas con

destino a la S.E. Corona y S.E. Gold Mill, con equipamiento de maniobra y

medida del tipo convencional.


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02 Celdas en 220 kV asociadas a los dos transformadores de potencia de

220/60/10 kV- 75/75/12.5 MVA; con equipamiento de maniobra y medida del

tipo convencional.

02 Celdas en 60 kV asociadas a los dos transformadores de potencia de

220/60/10 kV- 75/75/12.5 MVA y la simple barra del patio de llaves en 60 kV;

con equipamiento de maniobra y medida del tipo convencional.

03 Celdas de salida de línea en 60 kV; una salida para la SE Cajamarca y

dos celdas de salida para Yanacocha.

01 Celda de salida hacia el transformador del SVC -60/+120 MVAR.

• Celda 220 kV para la Salida a Trujillo Norte

Un Interruptor de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 1300 kVp-BIL;

4000 A; 40 kA.

Dos Seccionadores de Barra de accionamiento tripolar y apertura horizontal

central de 1300 kVp-BIL; 2000 A; 31,5 kA.

Un Seccionador de Línea de accionamiento tripolar y apertura horizontal

central de 1300 kVp-BIL; 2000 A; 31,5 kA, con cuchilla de puesta a tierra.

Tres transformadores de corriente monofásicos de 1300 kVp-BIL; de relación

600/1/1/1/1 A; 3x50VA-3x5P20, y 50VA-cl 0,2.


kVp-BIL; de relación 220: 3/0,10: 3/0,10: 3 kV; 50 VA-3P y 50VA-cl 0,2.

Seis Pararrayos de OZn de 198 kV, 20 kA, clase 4 con contador de descarga.

Dos trampas de onda en las fases R y S.

• Celda 220 kV para la Salida a Cerro Corona


4000 A; 40 kA.






600/1/1/1/1 A; 3x50VA-3x5P20, y 50VA-cl 0,2.


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• Celda en 220 kV para la salida de línea a SE Kiman Ayllu


4000 A; 40 kA.






600/1/1/1/1 A; 3x50VA-3x5P20, y 50VA-cl 0,2.





• Celda en 220 kV para el acople y enlace de barras La celda para el acople y el enlace de las barras en 220 kV presentará el siguiente equipamiento:

Un Interruptor de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 4000 A; 31,5 kA.

Dos Seccionadores de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura de

2000 A; 40 kA.

Tres transformadores de corriente monofásicos de relación 1000-2000/1/1/1/1

A; 3x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

Seis Pararrayos de OZn de 198 kV, Uc=156 kV; clase 4; 20 kA, con contador

de descarga.

• Celda en 220 kV para conexión del SVC

La celda para la conexión del SVC en 220 kV presentará el siguiente equipamiento:


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Un Interruptor de Potencia de accionamiento tripolar de 4000 A; 31,5 kA.


2000 A; 40 kA.

Tres transformadores de tensión monofásicos del tipo capacitivo de relación

220:√3/0,10:√3/0,10:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2.


de descarga.

• Celda 220 kV para la Salida a Gold Mill


4000 A; 40 kA.


central de 1300 kVp-BIL; 2000 A; 40 kA.


central de 1300 kVp-BIL; 2000 A; 40 kA; con cuchilla de puesta a tierra.


600/1/1/1/1 A; 3x50VA-3x5P20, y 50VA-cl 0,2.

Tres transformadores de tensión monofásicos del tipo capacitivo de relación

220: 3/0,10: 3/0,10: 3 kV; 50 VA-3P y 50VA-cl 0,2.

Tres Pararrayos de Ozn de 198 kV, 20 kA, clase 4, con contador de

descarga.

• Celda 220 kV para el transformador de potencia Cada una de las celdas asociadas a los transformadores de potencia, presentan el siguiente equipamiento:

Un Interruptor de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 4000 A; 40 kA.


central de 1300 kVp-BIL; 2000 A; 40 kA.

Tres transformadores de corriente monofásicos de relación 600/1/1/1/1 A;

3x50VA-3x5P20, y 50VA-cl 0,2.

Tres Pararrayos de OZn de 198 kV, 20 kA, clase 4, con contador de

descarga.


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• Transformadores de Potencia

Dos Transformadores de Potencia de 220+12x1,25%-4x1,25%/60/10 kV de

60-75/60-75/10-12,5 MVA (ONAN-ONAF); con transformador de corriente en

el bushing en el lado de 60 kV de 750-1000/1/1/1 A, 2x50VA-2x5P20 y 50VA-

cl 0,5; en el lado de 10 kV de 600/1/1/1 A, 2x50VA-2x5P20 y 50VA-cl 0,5

• Celda del Transformador en 60 kV Cada una de las celdas asociadas a los transformadores de potencia, presentan el siguiente equipamiento:


2500 A; 31,5kA.

Un Seccionador de Barra de accionamiento tripolar y apertura horizontal


Tres Pararrayos de Ozn de 60 kV, 10 kA, clase 3, con contador de descarga.

• Celda 60 kV para las Salidas a Cajamarca y Yanacocha Cada una de las celdas en 60 kV, presentan el siguiente equipamiento:


2500 A; 31,5kA.

Un Seccionador de Barra de accionamiento tripolar y apertura horizontal



central de 450 kVp-BIL; 800 A; 31,5 kA; con cuchilla de puesta a tierra.


400/1/1/1 A; 2x50VA-2x5P20, y 50VA-cl 0,2.

Tres transformadores de tensión monofásicos del tipo capacitivo de 450 kVp-

BIL; de relación 60:√3/0,10:√3/0,10:√3 kV; 50 VA-3P y 50VA-cl 0,2.

Tres Pararrayos de OZn de 60 kV, 10 kA, clase 3, con contador de descarga.

• Celdas 22.9 kV

Una celda de barra de 17,5 kV; 1250 A; 31,5 kA; 95 kVp-Bil.


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Una celda para los servicios auxiliares; con seccionador bajo carga, que

alimenta al transformador de servicios auxiliares de 160 kVA.

Una celda de medición de tensión.

b) Descripción de las instalaciones proyectadas

A. Descripción General Se implementará 01 celda de línea con destino a S.E. Nueva Cajamarca. Para la celda de salida de línea de la SE Nueva Cajamarca, se tiene previsto ocupar espacio libre entre la celda de salida de Cerro Corona y la celda de salida de Trujillo Norte. Esta bahía disponible cuenta con el sistema de barras y pórticos, para lo cual solo será necesaria la implementación de las derivaciones del sistema de barras y de la implementación de los equipos de alta tensión. Para la ubicación de los tableros de control, protección y comunicaciones, y banco de baterías se construirá una caseta de campo. Esta caseta de campo será ubicada en la zona contigua a la nueva celda de propiedad de COBRA. Para la alimentación de los servicios auxiliares de la Ampliación de SE Carhuaquero se equipará de acuerdo a lo descrito en el plano CSL-132100-1-SE02-6-PL-06; se tomará suministro en AC 380/220 V a partir de un transformador reductor, cuyo punto de conexión en el lado de alta tensión será definido en la Ingeniería de Detalle, y como sistema de respaldo se instalará un grupo electrógeno. Asimismo se instalarán nuevos banco de baterías que se conectarán a través de los cargadores rectificadores para la tensión DC 125 V y 48 V.

B. Descripción del equipamiento electromecánico en el Patio de Llaves

• Celda en 220 kV para la salida de línea a SE Carhuaquero La celda de salida de línea en 220 kV que se conectará con la SE Carhuaquero presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.


1300 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Un Seccionador de Línea de accionamiento tripolar y doble apertura de 1300



500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.


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de descarga.


• Celda en 220 kV para la salida de línea a SE Cáclic La celda de salida de línea en 220 kV que se conectará con la SE Cáclic presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.


1300 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.




500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.




de descarga.



• Configuración del Sistema de Barras El patio en 220 kV presenta una configuración “Doble Barra en U”, la misma que permite las facilidades de operación y mantenimiento y la continuidad de conexión con las subestaciones. Las características principales y facilidades de operación del sistema de doble barra en 220 kV se resumen a continuación en el cuadro siguiente:

Tabla 2.7.2-1 Facilidades de operación y mantenimiento de la configuración en 220 kV



Circuito Para el caso de mantenimiento de una celda, este circuito perderá el suministro mientras dure el mantenimiento, y se realizará mantenimiento a


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de la celda todos los equipos de la celda, incluyendo el seccionador de barra que se encuentra conectada a la barra sin servicio (p.e. barra A) ; para realizar el mantenimiento del segundo seccionador de barra, se deben pasar todos los circuitos a la otra barra para desenergizar la barra B y así realizar el mantenimiento al segundo seccionador de barra de la celda en mantenimiento.

Acoplamiento Se puede realizar mantenimiento de la celda de acoplamiento(interruptor seccionadores y transformadores de medida) sin corte de servicio, para lo cual todos los circuitos se pasarán a la barra A, y luego se efectuará cambio de barras pasando todos los circuitos a la barra B.


en Barras

Mantenimiento en la

Barra A


Mantenimiento en la

Barra B




al acoplamiento


interruptor fallado




interruptor fallado



• Sección de Conductores Barra Se ha realizado la selección de las barras flexibles teniendo en consideración los siguientes criterios de cálculo:



A continuación se presenta el resumen de los resultados del cálculo de la capacidad de la barra seleccionada:



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Tensión de

OperaciónkV

Barra

Tipo

de Conductor

Sección Nominal

MCM /mm2


x fase



(kA)

Flujo Máximo

Por la Barra (1)

CapacidadMáxima

Conductor(2)

Factor de

Seguridad(%)

Icc max del

Sistema

(3)

Icc max que


(4)

220 A ACAR 1200/608 2 400 746 187% 7.09 84.67

220 B ACAR 1200/608 2 400 746 187% 7.09 84.67 Notas: (1) Flujo de Carga Máximo por la Barra, para el año 2020 (2) Capacidad de Conducción del Conductor a 70ºC (3) Corriente de cortocircuito máxima del sistema, calculada para el 2 020. (4) Corriente de cortocircuito máxima que Soporta el Conductor (0.5 seg.)

Del cuadro anterior se concluye que el conductor seleccionado cumple ampliamente las solicitaciones de cortocircuito del sistema y el crecimiento futuro y proyectado de la demanda.

d) Niveles de Aislamiento Seleccionados

Se ha seleccionado el aislamiento del equipamiento de patio para la ampliación de la subestación Cajamarca Norte a partir del cálculo de la coordinación del aislamiento que sigue las recomendaciones y la metodología de la norma IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos. Aislamiento interno

El aislamiento interno para el equipamiento en 220 kV ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dado en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:



Aislamiento externo

El aislamiento externo ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango II, dadas en la tabla 3 de la norma IEC 60071-1:




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El valor de aislamiento de 1300 kVp se sustenta en la finalidad de dar mayor seguridad al nuevo equipamiento que se instalará en la SE Cajamarca Norte por las características climatológicas y geográficas de su ubicación, tal como se muestra en la Memoria de Cálculo de Coordinación de Aislamiento adjunto al presente informe (CSL-132100-1-SE00-6-MC-01).

e) Número de celdas en 220 kV La Subestación será ampliada para albergar el alcance del presente proyecto, y contará con el siguiente número de celdas:

En el patio en 220 kV se implementará 01 celda nueva para:

Una celda de salida de línea en 220 kV para conexión con la SE

Carhuaquero.

Una celda de salida de línea en 220 kV para conexión con la SE Cáclic.

f) Impacto de la Ejecución del Proyecto en las Instalaciones Existentes

En los Equipos de Maniobra

Del análisis de cortocircuito desarrollado en el estudio de Pre-Operatividad se comprueba que los equipos de maniobra existentes se encuentran por encima de la capacidad de cortocircuito requerido por el sistema:

Poder de corte asignado en cortocircuito (Ik) : 25, 31,5 y 40 kA (equipos

existentes)

Máxima corriente de cortocircuito (Iccmax) : 7.09 kA (por el proyecto)

Se concluye que el proyecto no representa ningún impacto en lo referente al poder de corte del equipamiento existente, con la ejecución del presente proyecto. En el Sistema de Barra

Se ha previsto implementar la ampliación de las barras existentes con conductor de aleación de aluminio de 1200 MCM (dos conductores por fase), y se ha realizado la verificación de la capacidad de las barras incluyendo la implementación del presente proyecto, dando como resultado final que el proyecto no presenta ningún impacto en las barras existentes, por lo cual se utilizarán las mismas secciones de los conductores existentes para la ampliación y no será necesario reforzarlas. En el Área de la Subestación

La implementación de la nueva celda de salida en 220 kV para la SE Nueva Cajamarca se realizará en el espacio existente dentro del patio de llaves, motivo por el cual el presente proyecto no representa ningún impacto en lo referente al área de la subestación, ya que los trabajos se realizarán dentro del área de la subestación existente. Además, se instalará una caseta de campo para la nueva celda de línea a ser instalada.


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En los Servicios Auxiliares

Se ha previsto la alimentación de los servicios auxiliares de la nueva bahía a través de un transformador reductor cuyo punto de conexión en el lado de alta tensión será definido en la etapa de Ingeniería de Detalle, y como respaldo se instalará un grupo electrógeno. Este sistema a su vez alimentará a los bancos de baterías en DC de 125 V y 48 V. Estos servicios auxiliares se instalarán en la nueva caseta de campo asociada a la nueva celda de salida.

g) Características de los equipos de maniobra

Interruptores de Potencia

Los interruptores automáticos serán uni-tripolares y tripolares, libres de reencendido, del tipo autosoplado con aislamiento y extinción en un ambiente de hexafloruro de azufre - SF6 y del tipo “tanque vivo”. Los interruptores de potencia para maniobrar las líneas de transmisión cuentan con mando monopolar y son aptos para recierres monopolares. Los interruptores presentan las siguientes características:

Interruptor de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 1300 kVp-BIL; 2500

A; 40 kA




kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Seccionador de Línea de accionamiento tripolar y doble apertura de 1300


Transformadores de corriente Los transformadores de corriente serán aislados en aceite, de relación múltiple, los secundarios serán de 1 A, el número de núcleos serán de cuatro devanados secundarios. La clase de precisión para medida es 0,2 y el de protección 5P20. Las características principales de los transformadores de corriente son las siguientes:


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500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.







de los arrollamientos será 110/√3V. La capacitancia será de 4400 pF; la misma que será confirmada según los requerimientos de los sistemas de comunicaciones en la etapa de ingeniería de detalle. Cada tres (03) transformadores de tensión contará con una caja de agrupamiento de cables con borneras normales. Asimismo, en el caso de las celdas de líneas de transmisión cada uno de los dos (02) circuitos de protección deberá tener su correspondiente interruptor termomagnético ultrarrápido con dos contactos auxiliares N/C. También, el circuito de medida contará con su correspondiente termomagnético idéntico a los de la protección. Las características principales de los transformadores de tensión son las siguientes:



Pararrayos Los pararrayos serán con discos de óxido de Zinc clase 4, con revestimiento de porcelana, sin explosores, con dispositivos de alivio de presión; se conectarán entre fase y tierra y son para operación frecuente debido a sobretensiones tipo rayo y sobretensiones por maniobra en líneas y transformadores de potencia, todos los pararrayos tendrán contadores de descarga. Las características principales de los pararrayos serán los siguientes:

Tendrá una tensión nominal 198 kV; una tensión máxima de operación

continua COV de 156 kV; una capacitad de sobre tensión Transitoria TOV de

229/217kV para 1s/10s respectivamente; corriente nominal de descarga de

20 kA; de clase de protección 4.


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Trampas de onda

Las características de las trampas de onda serán seleccionadas considerando las corrientes nominal y de corto circuito además de las frecuencias asignadas a los PLC. Las trampas de onda deberán cumplir con la última edición vigente de la norma IEC 353.

h) Sistema de puesta a tierra

La ampliación de la malla de tierra profunda será mediante la utilización de conductor desnudo de cobre extraflexible de 120 mm2. La red de tierra superficial será con conductor desnudo de cobre extraflexible de 70mm2 o 2/0 AWG. El sistema de puesta a tierra a diseñar, deberá cumplir con las siguientes funciones:


corrientes de falla monofásicas, o cargas estáticas generadas en las carcasas

de los equipos.


producir diferencias de potencial entre distintos puntos de la subestación, que

serían un peligro para el personal.


de fallas a tierra.


La unión de la malla de tierra profunda y la red de tierra superficial se realizará mediante soldadura exotérmica tipo Cadweld; y los conectores y demás accesorios serán de bronce. Los terminales para las conexiones a los bornes de tierras de todos los equipos y estructuras metálicas serán de cobre planos a compresión. Los equipos de alta tensión tales como interruptores de potencia, seccionadores, transformadores de medida, pararrayos, etc. serán suministrados con bornes de puesta a tierra tipo grapa para la conexión del conductor de la puesta a tierra superficial. Los equipos de baja tensión tales como tableros y gabinetes de mando de los interruptores y seccionadores, serán suministrados con bornes de puesta a tierra para la conexión a tierra mediante terminales planos a compresión. Adicionalmente todas las estructuras metálicas, tales como los soportes de equipos del patio de llaves, el sistema de pórticos de celosía, cercos metálicos, puertas y ventanas, etc, serán conectados a la malla de tierra profunda a través de la red de tierra superficial. El detalle y cálculo del sistema de puesta a tierra será desarrollado detalladamente en la Etapa de Ingeniería de Detalle.


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i) Servicios Auxiliares

Se propone la instalación de servicios auxiliares independientes para alimentación auxiliar requerida por los equipos de maniobra, control y protección de las nuevas bahías que pertenecen al proyecto. Para la selección del sistema de servicios auxiliares, tanto en C.A. como en C.C., se consideró un sistema que permitiera darle un buen respaldo, con el fin de asegurar una buena confiabilidad en la operación. Además, los servicios auxiliares contarán con un respaldo al 100%, pues se equipará con 02 juegos de bancos baterías y cargadores rectificadores, instalados en el edificio de control, los cuales se permutarán para trabajar por períodos. Los niveles de tensión que se utilizarán para el suministro en c.c. en el presente proyecto son:

Corriente continua para control y protección : 125 Vcc

Corriente continua para Comunicaciones : 48 Vcc

Corriente alterna, calefacción, iluminación, etc. : 380/220 Vca

Sistema de corriente alterna El suministro de energía a las cargas de corriente alterna se realizará a través de un transformador reductor a 380/220 VAC cuyo punto de conexión en alta será definido en la etapa de ingeniería de detalle del presente proyecto. Además, como suministro de respaldo se contará con la instalación de un grupo electrógeno. La descripción de este suministro se encuentra en el plano “CSL-132100-1-SE02-6-PL-06”. En las nuevas casetas de campo se instalará un gabinete con interruptores tripolares o monopolares termomagnéticos para la protección y desconexión de los diferentes circuitos requeridos en cada sitio (calefactores, motores de interruptores y seccionadores, sistema de iluminación y tomacorrientes, circuitos de refrigeración, cargadores de baterías, iluminación interior y exterior, tomacorrientes, cafetería, etc.) y se tomará la alimentación para los cargadores de baterías que se utilizarán en el sistema de corriente continua. En el gabinete se utilizarán interruptores de caja moldeada, tripolares, con las capacidades de corriente nominal y de cortocircuito apropiadas a las cargas a suministrar y a los niveles de falla en la instalación Capacidad del sistema de corriente alterna Para determinar la capacidad de los equipos y la capacidad del transformador de servicios auxiliares de C.A. se tendrá en cuenta los valores de las cargas, tales como motores para accionamiento de interruptores y seccionadores, calentadores de gabinete, cargadores de baterías, iluminación interior de la sala de control, iluminación de exteriores y accesos, etc. Sistema de corriente continua


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Esquema general del sistema Para garantizar un suministro de tensión y energía constantes para el control y la operación de la subestación, se utilizará la corriente continua obtenida del cargador rectificador y el banco de baterías. Con el fin de obtener el grado de seguridad requerido por el sistema de control distribuido de la subestación, se ha considerado en las nuevas casetas de campo un sistema de corriente continua a una tensión de 125 V y 48 V para alimentar la carga de los circuitos de control, comunicaciones, motores seccionadores e interruptores, protecciones, iluminación de emergencia, etc. Capacidad del sistema de corriente continua En la determinación de la capacidad de los equipos de servicios auxiliares de C.C. se tendrá en cuenta los valores de las cargas finales. Para la determinación de los amperios - hora del banco de baterías, se utilizará la metodología indicada en la Norma IEEE 1115 y se tendrá en cuenta las cargas indicadas anteriormente, las cuales operan en un ciclo de consumo continuo, donde las situaciones de operación más críticas bajo las cuales se pueda ver obligado a trabajar el banco de baterías es prácticamente despreciable con respecto al trabajo continuo. Una vez determinada la capacidad del banco de baterías, se seleccionará la capacidad del cargador de baterías, la cual se determinará teniendo en cuenta el consumo continuo de las cargas y la corriente de recarga del banco de baterías. Los cargadores rectificadores y banco de baterías que se implementarán son en 125 V y 48 V.

3.8 Subestación Nueva Cajamarca 220 kV 3.8.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico

En este acápite se presentan los principales criterios y la metodología en los cuales se basará el diseño de la subestación Nueva Cajamarca 220 kV. a) Evaluación de las facilidades para la Implementación de la Subestación

Como resultado de la inspección realizada a la zona donde se instalará la subestación, se definió el área de la subestación en la mejor zona posible, dado que la geografía existente es muy accidentada. b) Premisas de Diseño



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La Subestación se diseñará teniendo como base y considerando la aplicación

de las normas internacionales para justificar los requerimientos técnicos

solicitados.

c) Selección de la Configuración de la Barra El sistema de barras de 220 kV presentará una configuración en doble barra más seccionador de transferencia, implementada con la ejecución del presente proyecto. d) Cálculo de cortocircuito De acuerdo a los resultados obtenidos del cálculo de cortocircuito realizado en el acápite 9.5 del informe de Estudios Eléctricos CSL-132100-1-SE00-6-IF-01, a continuación se muestra un resumen de dichos cálculos para la barra de 220 kV de la SE Nueva Cajamarca:

Tabla 2.8.1-1 Resumen del Cálculo de cortocircuito en SE Nueva Cajamarca

Barra






Nueva Cajamarca

220 kV 7.04 6.76 6.33

e) Coordinación del Aislamiento Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos en 220 kV para la subestación Nueva Cajamarca se utilizó el método determinístico para seleccionar los aislamientos internos y el método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2, para establecer los aislamientos externos. El nivel de aislamiento del equipamiento se determinó estableciendo una tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo y a una tensión de frecuencia industrial; siguiendo la recomendación de la norma es posible realizar una conversión de otro tipo de sobretensiones, como las de frente lento, a los tipos de soportabilidad mencionados, para establecer el nivel de prueba del aislamiento requerido en las condiciones de instalación de los equipos, definiéndose por lo tanto los niveles de aislamiento interno y externo de los equipos. La determinación de la coordinación del aislamiento siguió las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos, y cuyos resultados del cálculo se resumen a continuación:


Descripción Nivel de Tensión


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220 kV




460


El valor de aislamiento de 1300 kVp se sustenta en la finalidad de dar mayor seguridad al nuevo equipamiento que se instalará en la SE Nueva Cajamarca por las características climatológicas y geográficas de su ubicación. El detalle de los resultados obtenidos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-01 - Coordinación de aislamiento”.


Las distancias de seguridad se calcularon a partir de los niveles de aislamiento resultantes del estudio de coordinación de aislamiento y siguiendo las recomendaciones de la norma IEC 60071-1 y 60071-2. Estas distancias se seleccionaron con base en la normalización presentada en la norma IEC 60071 - 2, en la cual se correlaciona la soportabilidad al impulso atmosférico y al impulso tipo maniobra con las distancias mínimas en aire. Como la subestación es existente, la determinación de las distancias de seguridad verificarán las distancias de seguridad adoptadas para el diseño inicial de la subestación.



Tensión Asignada

Ur Valor

Eficaz (kV)

Tensión

soportada de corta duración


Us Valor rms

(kV)

Tensión

soportada al

impulso tipo rayo

Ur Valor

pico (kV-pico)

Distancia Mínima Fase-Tierra

Distancia Mínima

Fase-Fase Entre

conductores

Distancia Mínima

Fase-Fase Entre polos

del seccionador

Distancia de


del Personal

(mm)

Distancia de

Seguridad al cerco

perimetral (mm)

Distancia de


de Vehículos

(mm)

220 950 1 300 2 900 4 500 5 000 2 500 5 500 2 900


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El detalle de los cálculos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-08 - Cálculo de Distancias de Seguridad ”


a) Descripción de las Instalaciones Proyectadas La subestación Nueva Cajamarca se ha concebido para ser del tipo atendida. Los equipos en 220 kV serán instalados al exterior (patio de llaves), y estará diseñada para poder ampliarse hacia el costado. Se ha previsto implementar 04 celdas en 220 kV con el presente proyecto, las cuales se describe a continuación:

01 celda de línea hacia SE Nueva Carhuaquero.

01 celda de línea hacia SE Cajamarca Norte.

01 celda de línea hacia SE Cáclic.

01 celda para el acoplamiento.

Se ha previsto espacio para bahías de 220 kV que serán instalados a futuro. Se construirán un edificio de control y dos casetas de campo. Los tableros de control, protección y medida de cada una de las celdas de línea, que permiten el control y monitoreo de los equipos en 220 kV se instalarán dentro de las casetas de campo ubicadas en el Patio de Llaves, y los cuales estarán equipadas con baterías y cargadores rectificadores previstos para alimentar a las 2 celdas de línea. De las casetas de campo del equipamiento en 220 kV se llevará toda la información de las bahías que controlan, con fibra óptica al edificio de control que concentrará toda la información de la subestación, el cual también contará con servicios auxiliares propios, y cuyo suministro será en 22,9 kV (el punto de suministro para los servicios auxiliares se definirá en la etapa de ingeniería de detalle). Para darle confiabilidad a los sistemas auxiliares se implementará un grupo diesel en BT para suministrar energía al 100% de la subestación, el mismo que se conectará automáticamente a los servicios auxiliares cuando se requiera.


• Celdas en 220 kV para la salida a Nueva Carhuaquero La celda de salida de línea en 220 kV que se conectará con la S.E Nueva Carhuaquero presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.


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Tres Seccionadores de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura de

1300 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA (1 de doble apertura y 2 tipo pantógrafo)




500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.



Tres Pararrayos de OZn de 198 kV, Uc=156 kV; clase 4; 20 kA, con contador

de descarga.


• Celda en 220 kV para la salida a la S.E. Cajamarca Norte La celda de salida de línea en 220 kV que se conectarán con la S.E. Cajamarca Norte presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.

Tres Seccionadores de Barra de 1300 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA. (Uno de doble

apertura y dos de tipo pantógrafo)




500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.


kVp-BIL; de relación 220: √3/0,11:√3/0,11:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2.


de descarga.

• Celdas en 220 kV para la salida a Cáclic La celda de salida de línea en 220 kV que se conectará con la S.E Cáclic presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.




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500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.




de descarga.


• Celda en 220 kV para el acople de barras La celda para el acople de las barras en 220 kV presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.


1300 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.


500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

• Equipos asociados al sistema de barra en 220 kV Los equipos asociados al sistema de barras en 220 kV son:

Dos transformadores de tensión monofásicos del tipo capacitivo de 1300 kVp-

BIL; de relación 220:√3/0,11:√3/0,11:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2 (uno por

barra).

Dos seccionadores de puesta a tierra de accionamiento tripolar de 1300 kVp-

BIL; 2500 A; 40 kA.


de descarga.

c) Configuración de Barras Configuración del Sistema de Barras

Para el patio en 220 kV se ha previsto implementar la configuración “Doble barra más seccionador de transferencia”, la misma que permitirá las facilidades de operación y


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mantenimiento y la continuidad de conexión con las subestaciones de Nueva Carhuaquero y Cajamarca Norte y Cáclic. Las características principales y facilidades de operación del sistema de doble barra más seccionador de transferencia en 220 kV se resumen a continuación en el cuadro siguiente:




de la celda

Circuito


Acoplamiento Se puede realizar mantenimiento de la celda de acoplamiento (interruptor seccionadores y transformadores de medida) sin corte de servicio, para lo cual todos los circuitos se pasarán a la barra A, y luego se efectuará cambio de barras pasando todos los circuitos a la barra B


en Barras

Mantenimiento en la

Barra A


Mantenimiento en la

Barra B




al acoplamiento


interruptor fallado




interruptor fallado




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Sección de los conductores de barra

Se ha realizado la selección de la sección de las barras flexibles teniendo en consideración los siguientes criterios de cálculo:





Tensión de

OperaciónkV

BarraTipo de

Conductor

Sección Nominal

MCM /mm2


x fase



(kA)

Flujo Máximo

Por la Barra (1)

CapacidadMáxima

Conductor(2)

Factor de

Seguridad(%)

Icc max del

Sistema(3)

Icc max que

soporta el

conductor(4)

220 A ACAR 1200/608 2 152 746 491% 4.31 84.67

220 B ACAR 1200/608 2 152 746 491% 4.31 84.67



d) Niveles de aislamiento seleccionados Se ha seleccionado el aislamiento del equipamiento de patio para la nueva subestación Nueva Cajamarca a partir del cálculo de la coordinación del aislamiento que sigue las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos.





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Aislamiento externo 220 kV El aislamiento externo ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dadas en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:




e) Número de celdas en 220 kV La subestación es completamente nueva y ha sido configurada bajo la siguiente disposición y crecimiento de futuro de la subestación: En el patio en 220 kV se implementarán 3 celdas nuevas, asimismo tiene la posibilidad de atender cargas nuevas con celdas de reserva. Las celdas previstas son las siguientes:

Se equipará 03 celdas de línea en 220 kV para conexión con las

subestaciones Nueva Carhuaquero (01), Cajamarca Norte (01) y Cáclic (01).

Se equipará 01 celda de acoplamiento en 220 kV.

Se prevé como reserva el espacio para 08 celdas en 220 kV.

f) Características de los equipos de maniobra


Los interruptores de potencia serán uni-tripolares, libres de reencendido, del tipo autosoplado con aislamiento y extinción en un ambiente de hexafloruro de azufre - SF6 y del tipo “tanque vivo”. Los interruptores de potencia para maniobrar las líneas de transmisión cuentan con mando monopolar y son aptos para recierres monopolares. Los interruptores presentan las siguientes características:


2500 A; 40 kA.




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kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.







1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.











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g) Sistema de puesta a tierra La malla de tierra profunda será mediante la utilización de conductor desnudo de cobre extraflexible de 120mm2. La red de tierra superficial será con conductor desnudo de cobre extraflexible de 70mm2 o 2/0 AWG. El sistema de puesta a Tierra a diseñar, deberá cumplir con las siguientes funciones:



de los equipos.





de fallas a tierra.


La unión de la malla de tierra profunda y la red de tierra superficial se realizará mediante soldadura exotérmica tipo Cadwel; y los conectores y demás accesorios serán de bronce. Los


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terminales para las conexiones a los bornes de tierras de todos los equipos y estructuras metálicas serán de cobre planos a compresión. Los equipos de alta tensión tales como interruptores de potencia, seccionadores, transformadores de medida, pararrayos, etc. serán suministrados con bornes de puesta a tierra tipo grapa para la conexión del conductor de la puesta a tierra superficial. Los equipos de baja tensión tales como tableros y gabinetes de mando de los interruptores y seccionadores, serán suministrados con bornes de puesta a tierra para la conexión a tierra mediante terminales planos a compresión. Adicionalmente todas las estructuras metálicas, tales como los soportes de equipos del patio de llaves, el sistema de pórticos de celosía, cercos metálicos, puertas y ventanas, etc, serán conectados a la malla de tierra profunda a través de la red de tierra superficial. El detalle y cálculo del sistema de puesta a tierra será desarrollado en la Etapa de Ingeniería de Detalle.

h) Servicios Auxiliares


Alimentación Principal : El punto de suministro en 22.9 kV será definido en la

etapa de ingeniería de detalle. Desde este punto de suministro se alimentará

un transformador de servicios auxiliares conectado al nuevo tablero de C.A.

que alimentará las cargas de las celdas que se implementarán con el

presente proyecto.





servicio.



VDC

Corriente continua para Comunicaciones : 48

VDC


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Corriente alterna, iluminación, etc. : 380/220

VAC

Sistema de corriente alterna El suministro de potencia a las cargas de corriente alterna se hará desde el edifico de control y la caseta de campo que se implementará con el presente proyecto, y estará conformada por un barraje a 380/220 VAC, que alimentarán las cargas del patio a 220 kV, conformando un sistema secundario radial con cargas concentradas. En el edificio de control y la caseta de campo se instalarán gabinetes con interruptores uni-tripolares termomagnéticos para la protección y desconexión de los diferentes circuitos requeridos en cada sitio (calefactores, motores de interruptores y seccionadores, sistema de iluminación y tomacorrientes, circuitos de refrigeración, cargadores de baterías, iluminación interior y exterior, tomacorrientes, etc.) y se tomará la alimentación para los cargadores de baterías que se utilizarán en el sistema de corriente continua. En el gabinete se utilizarán interruptores de caja moldeada, tripolares, con las capacidades de corriente nominal y de cortocircuito apropiadas a las cargas a suministrar y a los niveles de falla en la instalación. Capacidad del sistema de corriente alterna Para determinar la capacidad de los equipos y la capacidad del transformador de servicios auxiliares de C.A. se tendrá en cuenta los valores de las cargas, tales como motores para accionamiento de interruptores y seccionadores, calentadores de gabinete, cargadores de baterías, iluminación interior de la sala de control, iluminación de exteriores y accesos, etc. Sistema de corriente continua

Esquema general del sistema Para garantizar un suministro de tensión y energía constantes para el control y la operación de la subestación, se utilizará la corriente continua obtenida del cargador rectificador y el banco de baterías, que se implementarán en el edificio de control y casetas de campo. Con el fin de obtener el grado de seguridad requerido por el sistema de control distribuido de la subestación, se ha considerado en el nuevo edificio de control y en la caseta de campo sistemas de corriente continua a tensión de 125 VDC y 48 VDC. Capacidad del sistema de corriente continua En la determinación de la capacidad de los equipos de servicios auxiliares de c.c. se tendrá en cuenta los valores de las cargas finales. Para la determinación de los amperios - hora del banco de baterías, se utilizará la metodología indicada en la Norma IEEE 1115 y se tendrá en cuenta las cargas indicadas anteriormente, las cuales operan en un ciclo de consumo continuo, donde las situaciones de operación más críticas bajo las cuales se pueda ver


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obligado a trabajar el banco de baterías es prácticamente despreciable con respecto al trabajo continuo. Una vez determinada la capacidad del banco de baterías, se seleccionará la capacidad del cargador de baterías, la cual se determinará teniendo en cuenta el consumo continuo de las cargas y la corriente de recarga del banco de baterías. Los cargadores rectificadores y banco de baterías que se implementarán son en 125 VDC y 48 VDC.

3.9 Nueva Subestación Cáclic 220/138/22,9 kV 3.9.1 Criterios y Premisas de Diseño Electromecánico

En este acápite se presentan los principales criterios y la metodología en los cuales se basará el diseño de la nueva subestación Cáclic 220/138/22,9 kV. a) Evaluación de las facilidades para la Implementación de la Subestación Como resultado de la inspección realizada a la zona donde se instalará la subestación, se definió el área de la subestación en la mejor zona posible, dado que la geografía existente es muy accidentada.

b) Premisas de Diseño





solicitados.

La subestación será diseñada con la configuración de doble barra más

seccionador de transferencia.

c) Selección de la Configuración de la Barra El sistema de barras de 220 kV presentará una configuración en doble barra, implementada con la ejecución del presente proyecto. No se instalará sistema de barras en 138 kV

d) Cálculo de cortocircuito De acuerdo a los resultados obtenidos del cálculo de cortocircuito realizado en el acápite 9.5 del informe de Estudios Eléctricos CSL-132100-1-SE00-6-IF-01, a continuación se muestra un resumen de dichos cálculos para las barras de 220 kV, 138 kV y 22.9 kV de la SE Cáclic:


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Tabla 2.9.1-1 Resumen del Cálculo de cortocircuito en SE Cáclic

Barra







Cáclic 220 kV 4.28 4.31 4.17

Cáclic 138 kV 3.16 3.04 2.74

Cáclic 22.9 kV - 8.52 9.88

e) Coordinación del Aislamiento Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos en 220 kV para la nueva Subestación Cáclic se utilizó el método determinístico para seleccionar los aislamientos internos y el método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2, para establecer los aislamientos externos. El nivel de aislamiento del equipamiento se determinó estableciendo una tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo y a una tensión de frecuencia industrial; siguiendo la recomendación de la norma es posible realizar una conversión de otro tipo de sobretensiones, como las de frente lento, a los tipos de soportabilidad mencionados, para establecer el nivel de prueba del aislamiento requerido en las condiciones de instalación de los equipos, definiéndose por lo tanto los niveles de aislamiento interno y externo de los equipos. La determinación de la coordinación del aislamiento siguió las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos, y cuyos resultados del cálculo se resumen a continuación:


Descripción

Nivel de Tensión

220 kV 138 kV 22,9 kV

Tensión nominal de operación, kV 220 138 22.9

Tensión máxima del sistema, kV 245 145 24


460 325 70

Tensión soportada asignada al impulso tipo rayo Up, kV pico 1175 750 170

El valor de aislamiento de 1175 kVp, en el nivel de 220 kV, se sustenta en la finalidad de dar mayor seguridad al nuevo equipamiento que se instalará en la SE Cáclic por las características climatológicas y geográficas de su ubicación.


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El detalle de los resultados obtenidos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-01 - Coordinación de aislamiento - Rev 0”.


Las distancias de seguridad se calcularon a partir de los niveles de aislamiento resultantes del estudio de coordinación de aislamiento y siguiendo las recomendaciones de la norma IEC 60071-1 y 60071-2. Estas distancias se seleccionaron con base en la normalización presentada en la norma IEC 60071 - 2, en la cual se correlaciona la soportabilidad al impulso atmosférico y al impulso tipo maniobra con las distancias mínimas en aire. Como la subestación es existente, la determinación de las distancias de seguridad verificarán las distancias de seguridad adoptadas para el diseño inicial de la subestación.



Tensión Asignada

Ur Valor

Eficaz (kV)

STPFWV Urms Valor

rms (kV)

LIWL Valo

pico (kV)


Distancia Mínima

Fase-Fase (mm)

Distancia de


del Personal

(mm)

Distancia de

Seguridad al cerco

perimetral (mm)

Distancia de


de Vehículos

(mm)

220 460 1 050 1 900 4 500 2 500 5 000 2 900

• Distancias de Seguridad Patio en 138 KV El resumen de las distancias de seguridad se muestra en el siguiente cuadro:


Tensión Asignada

Ur Valor

Eficaz (kV)

Tensión soportada de corta

duración a frecuencia industrial

Us Valor rms

(kV)

Tensión

soportada al impulso tipo rayo

Ur Valor pico (kV-pico)


Distancia Mínima Fase-Fase (mm)

Distancia de


del Personal

(mm)

Distancia de

Seguridad al cerco

perimetral (mm)

Distancia de


de Vehículos

(mm)


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138 275 650 1500 3 000 2 500 5 000 2 900

• Distancias de Seguridad en 22,9 KV El resumen de las distancias de seguridad se muestra en el siguiente cuadro:

Tabla 2.9.1-5 Distancias de Seguridad para 22,9 kV

Tensión Asignada

Ur Valor Eficaz

(kV)

SDPFW

S Us

Valo rms (kV)

LIWL Valo

pico (kV)


Distancia Mínima

Fase-Fase (mm)

Movimiento de

personal (mm)

Distancia al cerco

perimétrico (mm)

Movimiento de

Vehículos (mm)

22,9 50 125 300 300 2500 5000 2900

El detalle de los cálculos se encuentra en el documento “CSL-132100-1-SE00-6-MC-08 - Cálculo de Distancias de Seguridad – Rev. 0”

g) Protección antiexplosión de los bancos de autotransformadores Para proteger al transformador ante posibles eventos de alta presión e incendio, se propone instalación de un sistema antiexplosión y de prevención contra incendios. Asimismo se instalarán muros contrafuego entre los bancos de autotransformadores con el fin de aislarlos entre sí ante los eventos mencionados.


a) Descripción de las Instalaciones Proyectadas La subestación se ha concebido para ser del tipo atendida. Los equipos en 220 kV serán instalados al exterior (patio de llaves), y estará diseñada para poder ampliarse hacia el costado. Se ha previsto implementar 04 celdas en 220 kV con el presente proyecto, las cuales se describe a continuación: - 01 celda de línea con reactor de línea de 25 MVAR hacia SE Cajamarca Norte. - 01 celda de línea hacia SE Moyobamba Nueva. - 01 celda para la conexión de los tres bancos de autotransformadores monofásicos de

potencia conectados de manera trifásica de relación de transformación 220/138/22,9 kV y potencia nominal 42-50-60/42-50-60/14-17-20 MVA (ONAN-ONAF I-ONAF II).

- 01 celda para el acoplamiento. Se ha previsto el espacio para los equipos en 138 kV que serán instalados a futuro.


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Se construirán un edificio de control y dos casetas de campo. Los tableros de control, protección y medida de cada una de las celdas de línea, que permiten el control y monitoreo de los equipos en 220 kV se instalarán dentro las casetas de campo ubicadas en el Patio de Llaves, los cuales estarán equipadas con baterías y cargadores rectificadores previstos para alimentar a las 2 celdas de línea, la celda del autotransformador y la celda del acoplamiento. Para las futuras celdas en 138 kV se prevé espacios para colocar una caseta de control en 138 kV. De las casetas de campo del equipamiento en 220 kV y 138 kV se llevará toda la información de las bahías que controla, con fibra óptica al edificio de control que concentrará toda la información de la subestación, el cual también tendrá sus propios Servicios Auxiliares, cuyo suministro será en 22,9 kV desde los bancos de autotransformadores monofásicos. Para darle confiabilidad a los sistemas auxiliares se implementará un grupo diesel en BT para suministrar energía al 100% de la subestación, el mismo que se conectará automáticamente a los servicios auxiliares cuando se requiera.


Celdas en 220 kV para la salida a Cajamarca Norte La celda de salida de línea en 220 kV que se conectará con la S.E Cajamarca Norte presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.






500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.




de descarga.


Adicionalmente, para el reactor de línea asociado a la presente línea de transmisión se incluirá el siguiente equipamiento:

Un Seccionador sin cuchilla de puesta a tierra con accionamiento tripolar y

doble apertura de 1175 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Un reactor de neutro de 1056 ohm, 450 kVp-BIL.


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de descarga.

Transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 150/1/1 A; 15 VA-

5P20 y en el bushing del neutro de 150/1/1 A; 15 VA-5P20.

Transformador de corriente en el bushing del reactor de neutro conectado a

tierra, de 150/1 A; 15 VA-5P20.

Celda en 220 kV para la salida a la S.E. Moyobamba Nueva

La celda de salida de línea en 220 kV que se conectarán con la S.E. Moyobamba Nueva presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.

Tres Seccionadores de Barra de 1175 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA. (Uno de doble

apertura y dos de tipo pantógrafo)




500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.


kVp-BIL; de relación 220: √3/0,11:√3/0,11:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2.


de descarga.


Celda en 220 kV para el acople de barras La celda para el acople de las barras en 220 kV presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.


1175 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.


500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.


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Celda en 220 kV para la conexión del Autotransformador

La celda que conectará al banco de autotransformadores monofásicos de potencia presentará el siguiente equipamiento:

Un Interruptor de Potencia de accionamiento tripolar sincronizado de 1175

kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Cuatro Seccionadores de Barra de 1175 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA (dos de

doble apertura y dos de tipo pantógrafo).


kVp-BIL; de relación 220:√3/0,11:√ 3/0,11:√ 3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2.


de descarga.


500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

Transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 500-1000/1/1/1/1 A;

3x15 VA-5P20 y 15VA-cl 0,2; en el bushing de 138 kV; de 600-1200/1/1/1/1/1

A; 4x15 VA-5P20 y 15VA-cl 0,2; y en el bushing de 22.9 kV de 500-1000/1/1/1

A; 3x15 VA-5P20.

Equipos asociados al sistema de barra en 220 kV Los equipos asociados al sistema de barras en 220 kV son:



barra).


BIL; 2500 A; 40 kA.


de descarga.

Autotransformador de Potencia Se instalarán tres bancos de autotransformadores monofásicos de potencia conectados de manera trifásica cuya relación es 220±10x1%/138/22,9 kV y su potencia es 42-50-60/42-50-60/14-17-20 MVA (ONAN-ONAFI-ONAFII), el cual será fabricado desde el inicio con regulación automática de tensión bajo carga y estará preparada con el sistema de ventilación forzada a futuro; de 1175/750/170 kVp-BIL, con transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 500-1000/1/1/1/1 A; 3x15 VA-5P20 y 15VA-cl 0,2; en el bushing de 138 kV; de


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600-1200/1/1/1/1/1 A; 4x15 VA-5P20 y 15VA-cl 0,2; y en el bushing de 22.9 kV de 500-1000/1/1/1 A; 3x15 VA-5P20.

Reactor de Potencia Se instalará 01 reactor de potencia de línea de 25 MVAR, el cual contará con la siguientes características y equipamiento: tensión nominal 220 kV; 1050 kVp-BIL, transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 150/1/1 A; 1x15 VA-5P20; en el bushing del neutro de 150/1/1 A; 15 VA-5P20. Además, en este equipo se instalará un reactor de neutro con las siguientes características 1056 ohm, 450kVp-BIL con transformador de corriente en el bushing conectado a tierra, de 150/1 A; 15VA-5P20.

Celdas en 22,9 kV para los servicios auxiliares

• Una celda de llegada de autotransformador de potencia.

• Una celda de transformador de servicios auxiliares de la subestación.

• Una celda de llegada de alimentación externa 10 kV.

• Una celda para el transformador Zig-Zag.

• Un transformador Zig-Zag

• Un transformador de servicios auxiliares


Configuración del Sistema de Barras Para el patio en 220 kV se ha previsto implementar la configuración “Doble Barra” más seccionador de transferencia, la misma que permitirá las facilidades de operación y mantenimiento y la continuidad de conexión con las subestaciones de Cajamarca Norte y Moyobamba Nueva. Las características principales y facilidades de operación del sistema de doble barra más seccionador de transferencia en 220 kV se resumen a continuación en el cuadro siguiente:




de la celda

Circuito


Acoplamiento Se puede realizar mantenimiento de la celda de acoplamiento (interruptor


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seccionadores y transformadores de medida) sin corte de servicio, para lo cual todos los circuitos se pasarán a la barra A, y luego se efectuará cambio de barras pasando todos los circuitos a la barra B


en Barras

Mantenimiento en la

Barra A


Mantenimiento en la

Barra B




al acoplamiento


interruptor fallado




interruptor fallado



El patio en 138 kV es futuro y será de configuración en doble barra y tendrá las siguientes características generales de operación y mantenimiento:

Para el caso de mantenimiento de la barra; todas las celdas se trasladan

hacia la barra que quedará en servicio, mientras dure el mantenimiento, de tal

manera que no se pierda el suministro de energía durante esta etapa.

Para el caso de mantenimiento del interruptor de un circuito, este circuito

quedará temporalmente sin servicio, mientras duré el mantenimiento,

manteniéndose la confiabilidad en el suministro, para los demás circuitos.

Sección de los conductores de barra Se ha realizado la selección de la sección de las barras flexibles teniendo en consideración los siguientes criterios de cálculo:



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Tensión de

OperaciónkV

BarraTipo de

Conductor

Sección Nominal

MCM /mm2


x fase



(kA)

Flujo Máximo

Por la Barra (1)

CapacidadMáxima

Conductor(2)

Factor de

Seguridad(%)

Icc max del

Sistema(3)

Icc max que


(4)

220 A ACAR 750/380 2 186 544 292% 4.31 52.91

220 B ACAR 750/380 2 186 544 292% 4.31 52.91



d) Niveles de aislamiento seleccionados Se ha seleccionado el aislamiento del equipamiento de patio para la nueva subestación Cáclic a partir del cálculo de la coordinación del aislamiento que sigue las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos.




Aislamiento externo 220 kV

El aislamiento externo ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dadas en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:



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El valor de aislamiento de 1175 kVp, en el nivel de 220 kV, se sustenta en la finalidad de dar mayor seguridad al nuevo equipamiento que se instalará en la SE Cáclic por las características climatológicas y geográficas de su ubicación, tal como se muestra en la Memoria de Cálculo de Coordinación de Aislamiento (CSL-132100-1-SE00-6-MC-01).

Aislamiento interno 138 kV

El aislamiento interno para el futuro equipamiento en 138 kV ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dado en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:



Aislamiento externo 138 kV

El aislamiento externo ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dado en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:



Aislamiento interno 22,9 kV

El aislamiento interno para el equipamiento en 22,9 kV ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dado en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:



Aislamiento externo 22.9 kV El aislamiento externo ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dado en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:



e) Número de celdas en 220 y 138 kV

La Subestación es completamente nueva y ha sido configurada bajo la siguiente disposición y crecimiento de futuro de la subestación:


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En el patio en 220 kV se implementarán 5 celdas nuevas, asimismo tiene la posibilidad

de atender cargas nuevas en la dirección (Oeste), con celdas de reserva, Las celdas

previstas son las siguientes:

• Se equipará 02 celdas de línea en 220 kV para conexión con las subestaciones Cajamarca Norte (01); y Moyobamba (01).

• Se equipará 01 celda de acoplamiento en 220 kV. • Se equipará 01 celda para la conexión de los Bancos de Autotransformadores

Monofásicos de Potencia. • Se prevé como reserva el espacio para 06 celdas en 220 kV.

f) Características de los equipos mayores

Auto transformador de potencia

Banco de autotransformadores monofásicos de potencia con conexión trifásica de 220±10x1%/138/22,9 kV – 42-50-60/42-50-60/14-17-20 MVA (ONAN-ONAFI-ONAFII), el cual será fabricado desde el inicio con regulación automática de tensión bajo carga y estará preparada con el sistema de ventilación forzada a futuro; de 1175/750/170 kVp-BIL, con transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 500-1000/1/1/1/1 A; 3x15 VA-5P20 y 15VA-cl 0,2; en el bushing de 138 kV; de 600-1200/1/1/1/1/1 A; 4x15 VA-5P20 y 15VA-cl 0,2; y en el bushing de 22.9 kV de 500-1000/1/1/1 A; 3x15 VA-5P20.

Reactor de potencia

Reactor de potencia de línea de 25 MVAR, el cual se conectará con la línea de transmisión que se dirige a la SE Cajamarca Norte y contará con la siguientes características y equipamiento: tensión nominal 220 kV; 1175 kVp-BIL, transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 150/1/1 A; 15 VA-5P20; en el bushing del neutro de 150/1/1 A; 15 VA-5P20. Además, en este equipo se instalará un reactor de neutro con las siguientes características 1056 ohm, 450kVp-BIL y 125 kVA con transformador de corriente en el bushing que se conectará a tierra, de 150/1 A 15 VA-5P20.



Los interruptores de potencia serán uni-tripolares y tripolares, libres de reencendido, del tipo autosoplado con aislamiento y extinción en un ambiente de hexafloruro de azufre - SF6 y del tipo “tanque vivo”, Los interruptores de potencia para maniobrar las líneas de transmisión cuentan con mando monopolar y son aptos para recierres monopolares. Los interruptores para maniobra del Autotransformador y Reactor es de mando tripolar. Los interruptores presentan las siguientes características:


2500 A; 40 kA.

Dos Interruptores de Potencia de accionamiento tripolar de 1175 kVp-BIL;

2500 A; 40 kA.


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kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.







1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

Transformadores de tensión Serán del tipo divisor capacitivo para conexión entre fase y tierra. El transformador de tensión intermedio tendrá dos devanados secundarios eléctricamente separados. La precisión de los secundarios cumplirá simultáneamente con las clases 0,2 y 3P así:









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En el nivel de 22.9 kV, los pararrayos tendrán una tensión nominal 30 kV; una

tensión máxima de operación continua COV de 21 kV; corriente nominal de

descarga de 10 kA; de clase de protección 3.


h) Sistema de puesta a tierra La malla de tierra profunda será mediante la utilización de conductor desnudo de cobre extraflexible de 120mm2. La red de tierra superficial será con conductor desnudo de cobre extraflexible de 70mm2 o 2/0 AWG. El sistema de puesta a Tierra a diseñar, deberá cumplir con las siguientes funciones:



de los equipos.





de fallas a tierra.



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La unión de la malla de tierra profunda y la red de tierra superficial se realizará mediante soldadura exotérmica tipo Cadwel; y los conectores y demás accesorios serán de bronce. Los terminales para las conexiones a los bornes de tierras de todos los equipos y estructuras metálicas serán de cobre planos a compresión. Los equipos de alta tensión tales como interruptores de potencia, seccionadores, transformadores de medida, pararrayos, etc. serán suministrados con bornes de puesta a tierra tipo grapa para la conexión del conductor de la puesta a tierra superficial. Los equipos de baja tensión tales como tableros y gabinetes de mando de los interruptores y seccionadores, serán suministrados con bornes de puesta a tierra para la conexión a tierra mediante terminales planos a compresión. Adicionalmente todas las estructuras metálicas, tales como los soportes de equipos del patio de llaves, el sistema de pórticos de celosía, cercos metálicos, puertas y ventanas, etc, serán conectados a la malla de tierra profunda a través de la red de tierra superficial. El detalle y cálculo del sistema de puesta a tierra será desarrollado detalladamente en la Etapa de Ingeniería de Detalle.

i) Servicios Auxiliares


Alimentación Principal : Proveniente de la nueva celda en 22,9 kV que se

conectará en el terciario del autotransformador de potencia, y que a su vez

alimentará a un transformador de servicios auxiliares conectado al nuevo

tablero de C.A. que alimentará las cargas de las celdas que se

implementarán con el presente proyecto.





servicio.



VDC

Corriente continua para Comunicaciones : 48 VDC


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Corriente alterna, iluminación, etc. : 380/220 VAC

Sistema de corriente alterna El suministro de potencia a las cargas de corriente alterna se hará desde el edifico de control y las casetas de campo que se implementará con el presente proyecto, y estará conformada por un barraje a 380/220 VAC, que alimentarán las cargas del patio a 220 kV, conformando un sistema secundario radial con cargas concentradas. En el edificio de control y casetas de campo se instalarán un gabinetes con interruptores tripolares o monopolares termomagnéticos para la protección y desconexión de los diferentes circuitos requeridos en cada sitio (calefactores, motores de interruptores y seccionadores, sistema de iluminación y tomacorrientes, circuitos de refrigeración, cargadores de baterías, iluminación interior y exterior, tomacorrientes, etc.) y se tomará la alimentación para los cargadores de baterías que se utilizarán en el sistema de corriente continua. En el gabinete se utilizarán interruptores de caja moldeada, tripolares, con las capacidades de corriente nominal y de cortocircuito apropiadas a las cargas a suministrar y a los niveles de falla en la instalación. Capacidad del sistema de corriente alterna Para determinar la capacidad de los equipos y la capacidad del transformador de servicios auxiliares de C.A. se tendrá en cuenta los valores de las cargas, tales como motores para accionamiento de interruptores y seccionadores, calentadores de gabinete, cargadores de baterías, iluminación interior de la sala de control, iluminación de exteriores y accesos, etc. Sistema de corriente continua

Esquema general del sistema Para garantizar un suministro de tensión y energía constantes para el control y la operación de la subestación, se utilizará la corriente continua obtenida del cargador rectificador y el banco de baterías, que se implementarán en el edificio de control y casetas de campo. Con el fin de obtener el grado de seguridad requerido por el sistema de control distribuido de la subestación, se ha considerado en el nuevo edificio de control y en las casetas de campo sistemas de corriente continua a tensión de 125 VDC y 48 VDC. Capacidad del sistema de corriente continua En la determinación de la capacidad de los equipos de servicios auxiliares de c.c. se tendrá en cuenta los valores de las cargas finales. Para la determinación de los amperios - hora del banco de baterías, se utilizará la metodología indicada en la Norma IEEE 1115 y se tendrá en cuenta las cargas indicadas anteriormente, las cuales operan en un ciclo de consumo continuo, donde las situaciones de operación más críticas bajo las cuales se pueda ver obligado a trabajar el banco de baterías es prácticamente despreciable con respecto al trabajo continuo.


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Una vez determinada la capacidad del banco de baterías, se seleccionará la capacidad del cargador de baterías, la cual se determinará teniendo en cuenta el consumo continuo de las cargas y la corriente de recarga del banco de baterías. Los cargadores rectificadores y banco de baterías que se implementarán son en 125 VDC y 48 VDC.

3.10 Nueva Subestación MOYOBAMBA NUEVA 220/138/22,9 KV 3.10.1 Criterios y premisas de diseño electromecánico

En este numeral se presentan los principales criterios y metodologías en los cuales se basarán los diseños de la nueva subestación Moyobamba Nueva 220/138/22,9 kV.

a) Evaluación de las facilidades para la implementación de la subestación Como resultado de la inspección realizada a la zona donde se instalará la subestación, se definió el área de la subestación en la mejor zona posible, dado que la geografía existente es muy accidentada.

b) Premisas de diseño





solicitados.

La subestación será diseñada con la configuración de doble barra más

seccionador de transferencia.

c) Selección de la configuración de la barra El sistema de barras de 220 kV presentará una configuración en doble barra más seccionador de transferencia, implementada con la ejecución del presente proyecto. El sistema de barras de 138 kV presentará una configuración en doble barra, implementada con la ejecución del presente proyecto.

d) Cálculo de cortocircuito De acuerdo a los resultados obtenidos del cálculo de cortocircuito realizado en el acápite 9.5 del informe de Estudios Eléctricos CSL-132100-1-SE00-6-IF-01, a continuación se muestra un resumen de dichos cálculos para las barras de 220 kV, 138 kV y 22.9 kV de la SE Moyobamba Nueva:


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Tabla 2.10.1-1 Resumen del Cálculo de cortocircuito en SE Moyobamba Nueva

Barra







Moyobamba Nueva 220 kV

2.36 2.27 2.14

Moyobamba Nueva 138 kV

3.09 3.01 2.42

Moyobamba Nueva 22.9. kV

- 6.18 7.14

e) Coordinación del aislamiento

Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos en 220 kV para la nueva Subestación Moyobamba se utilizó el método determinístico para seleccionar los aislamientos internos y el método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2, para establecer los aislamientos externos. El nivel de aislamiento del equipamiento se determinó estableciendo una tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo y a una tensión de frecuencia industrial; siguiendo la recomendación de la norma es posible realizar una conversión de otro tipo de sobretensiones, como las de frente lento, a los tipos de soportabilidad mencionados, para establecer el nivel de prueba del aislamiento requerido en las condiciones de instalación de los equipos, definiéndose por lo tanto los niveles de aislamiento interno y externo de los equipos. La determinación de la coordinación del aislamiento siguió las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos, cuyos resultados se resumen a continuación:


Descripción

Nivel de Tensión

220 kV 138 kV 22,9

Tensión nominal de operación, kV 220 138 22.9

Tensión máxima del sistema, kV 245 145 24


460 275 50

Tensión soportada asignada al impulso tipo rayo Up, kV pico 1050 650 125

f) Distancias de seguridad

Las distancias de seguridad se calcularon a partir de los niveles de aislamiento resultantes del estudio de coordinación de aislamiento y siguiendo las recomendaciones de la norma IEC 60071-1 y 60071-2.


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Estas distancias se seleccionaron con base en la normalización presentada en la norma IEC 60071 - 2, en la cual se correlaciona la soportabilidad al impulso atmosférico y al impulso tipo maniobra con las distancias mínimas en aire. Como la subestación es existente, la determinación de las distancias de seguridad verificarán las distancias de seguridad adoptadas para el diseño inicial de la subestación.

Distancias de Seguridad Patio 220 kV

El resumen de las distancias de seguridad se muestra en el siguiente cuadro:


Tensión Asignada

Ur Valor Eficaz

(kV)

STPFWV Urms Valor

rms (kV)

LIWL Valo

pico (kV)


Distancia Mínima

Fase-Fase (mm)

Movimiento de

personal (mm)

Distancia al cerco

perimétrico (mm)

Movimiento de

Vehículos (mm)

220 460 1 050 1 900 4500 2 500 5 000 1 900

Distancias de seguridad patio en 138 kV



Tensión Asignada

Ur Valor Eficaz

(kV)

SDPFWS Us

Valo rms (kV)

LIWL Valo

pico (kV)


Distancia Mínima

Fase-Fase (mm)

Movimiento de

personal (mm)

Distancia al cerco

perimétrico (mm)

Movimiento de

Vehículos (mm)

138 275 650 1500 3 000 2 500 5 000 1 500

Distancias de seguridad en 22,9 kV


Tabla 2.10.1-5 Distancias de Seguridad para 22,9 kV

Tensión Asignada

Ur Valor Eficaz

(kV)

SDPFWS Us

Valo rms (kV)

LIWL Valo

pico (kV)


Distancia Mínima

Fase-Fase (mm)

Movimiento de

personal (mm)

Distancia al cerco

perimétrico (mm)

Movimiento de

Vehículos (mm)

22,9 50 125 300 300 2 500 5 000 300


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g) Protección antiexplosión de los bancos de autotransformadores

Para proteger al transformador ante posibles eventos de alta presión e incendio, se propone instalación de un sistema antiexplosión y de prevención contra incendios. Asimismo se instalarán muros contrafuego entre los bancos de autotransformadores con el fin de aislarlos entre sí ante los eventos mencionados.

3.10.2 Descripción técnica obras electromecánicas

a) Descripción de las instalaciones proyectadas

La subestación se ha concebido para ser del tipo atendida. Los equipos en 220 kV serán instalados al exterior (patio de llaves), y la subestación estará diseñada para poder ampliarse hacia el costado. Se ha previsto implementar 03 celdas en 220 kV con el presente proyecto, las cuales se describe a continuación: - 01 celda de línea con reactor de línea de 15 MVAR hacia SE Cáclic. - 01 celda para la conexión del autotransformador de potencia 220/138/22,9 kV – 70-85-

100/70-85-100/14-17-20 MVA (ONAN-ONAF I-ONAF II). - 01 celda para el acoplamiento.

Los equipos en 138 kV serán instalados al exterior (patio de llaves), y estará diseñada para poder ampliarse hacia un costado en dirección al oeste. Se ha previsto implementar 04 celdas en 138 kV con el presente proyecto, las cuales se describe a continuación: - 01 celda de línea hacia SE Tarapoto. - 01 celda de línea hacia SE Moyobamba Existente. - 01 celda para la conexión de los tres bancos de autotransformadores monofásicos de

potencia conectados de manera trifásica de relación de transformación 220/138/22,9 kV y potencia nominal 42-50-60/42-50-60/14-17-20 MVA (ONAN-ONAF I-ONAF II).

- 01 celda para el acoplamiento. Se construirán un edificio de control y dos casetas de campo. Los tableros de control, protección y medida, que permiten el control y monitoreo de los equipos en 220 kV se instalarán dentro casetas de campo ubicadas en el Patio de Llaves, las cuales estarán equipadas con baterías y cargadores rectificadores previstos para alimentar a las celdas de 220 kV y se prevé una caseta de mayor dimensión ubicada en el patio de llaves en 138 kV. De las casetas de campo del equipamiento en 220 kV y 138 kV se llevará toda la información de las bahías que controla, con fibra óptica al edificio de control que concentrará toda la información de la subestación, el cual también tendrá sus propios servicios auxiliares, cuyo suministro será en 22,9 kV desde los bancos de autotransformadores monofásicos; para darle confiabilidad a los sistemas auxiliares se implementará un grupo diesel en BT para


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suministrar energía al 100% de la subestación, el mismo que se conectará automáticamente a los servicios auxiliares cuando se requiera.

b) Descripción del equipamiento electromecánico del Patio de Llaves Celda en 220 kV para salida de línea en 220 kV a SE Caclic La celda de salida de línea en 220 kV que se conectarán con la S.E. Cáclic presentará el siguiente equipamiento:


2500 A; 40 kA.


1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA (dos de tipo pantógrafo y uno de tipo doble

apertura)




500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.


kVp-BIL; de relación 220:√3/0,11: √3/0,11: √3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2.


de descarga.


Adicionalmente, para el reactor de línea asociado a la presente línea de transmisión se incluirá el siguiente equipamiento:

Un Seccionador sin cuchilla de puesta a tierra con accionamiento tripolar y

doble apertura de 1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 100/1/1 A; 15 VA-

5P20 y en el bushing del neutro de 100/1/1 A; 15 VA-5P20.


de descarga.



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2500 A; 40 kA.


1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.


500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

Celda en 220 kV para la conexión del Autotransformador La celda que conectará al autotransformador de potencia presentará el siguiente equipamiento:

Un Interruptor de Potencia de accionamiento tripolar sincronizado de 1050

kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Cuatro Seccionadores de Barra de 1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA (dos de tipo

pantógrafo y dos de tipo doble apertura).




de descarga.


500-1000-2000/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

Transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 500-1000/1/1/1/1 A;

3x(15 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2; en el bushing de 138 kV; de 600-

1200/1/1/1/1/1 A; 4x(15 VA-5P20) y 15VA-cl 0,2; y en el bushing de 22,9 kV

de 500-1000/1/1/1 A; 3x(15 VA-5P20).

Equipos asociados al sistema de barra en 220 kV Los equipos asociados al sistema de barras en 220 kV son:



barra).


BIL; 2500 A; 40 kA.


de descarga.


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Autotransformador de Potencia Se instalarán tres bancos de autotransformadores monofásicos de potencia conectados de manera trifásica cuya relación es 220±10x1%/138/22,9 kV y su potencia es 70-85-100/70-85-100/14-17-20 MVA (ONAN-ONAFI-ONAFII)), el cual será fabricado desde el inicio con regulación automática de tensión bajo carga y estará preparada con el sistema de ventilación forzada a futuro; de 1050/650/125 kVp-BIL, con transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 500-1000/1/1/1/1 A; 3x(15 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2; en el bushing de 138 kV; de 600-1200/1/1/1/1/1 A; 4x(15 VA-5P20) y 15VA-cl 0,2; y en el bushing de 22,9 kV de 500-1000/1/1/1 A; 3x(15 VA-5P20). Reactor de Potencia de Línea Se implementará un reactor de potencia de 15 MVAR de 220 kV; de 1050 kVp-BIL, con transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 100/1/1 A; 15 VA-5P20 y en el bushing del neutro de 100/1/1 A; 15 VA-5P20.El neutro será conectado sólidamente a tierra. Celda en 138 kV para la conexión del Autotransformador

Un Interruptor de Potencia de accionamiento tripolar de 650 kVp-BIL; 1500 A;

31,5 kA.


650 kVp-BIL; 1500 A; 31.5 kA.

Un transformador de tensión monofásico del tipo capacitivo de 650 kVp-BIL;

de 138:√3/0,11: √3/0,11: √3 kV; 30VA-3P y 30VA-cl 0,2.


de descarga.



1500 A; 31.5 kA.


650 kVp-BIL; 1500 A; 31.5 kA.


600-1200/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.

Celdas en 138 kV para las salidas a Moyobamba y Tarapoto Existentes.


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Para cada celda de salida se instalará el siguiente equipamiento:


1500 A; 31,5 kA.


650 kVp-BIL; 1500 A; 31,5 kA.


kVp-BIL; 1500 A; 31,5 kA, con cuchilla de puesta a tierra.


600-1200/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.


BIL; de 138: √3/0,11: √3/0,11: √3 kV; 30VA-3P y 30VA-cl 0,2.


de descarga.

Una trampa de onda en la fase "S", únicamente para la celda de salida hacia

SE Tarapoto.

Celdas en 22,9 kV para los servicios auxiliares

• Una celda de llegada de autotransformador de potencia.

• Una celda de transformador de servicios auxiliares de la subestación.

• Una celda de llegada de alimentación externa 10 kV.

• Una celda para el transformador Zig-Zag.

• Un transformador Zig-Zag

• Un transformador de servicios auxiliares

c) Configuración de barras

Configuración del Sistema de Barras

Para el patio en 220 kV se ha previsto implementar la configuración “Doble Barra más seccionador de transferencia”, la misma que permitirá las facilidades de operación y mantenimiento y la continuidad de conexión con las subestación Moyobamba Nueva. Las características principales y facilidades de operación del sistema de doble barra más seccionador de transferencia en 220 kV se resumen a continuación en el cuadro siguiente:



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de la celda

Circuito

Para el caso de mantenimiento de una celda, este circuito perderá el el suministro mientras dure el mantenimiento, y se realizará mantenimiento a todos los equipos de la celda, incluyendo el seccionador de barra y el seccionador de transferencia que se encuentra conectada a la barra sin servicio (p.e. barra A); para realizar el mantenimiento el segundo seccionador de barra, se deben pasar todos los circuitos a la otra barra para desenergizar la barra B y así realizar el mantenimiento al segundo seccionador de barras de la celda en mantenimiento. La confiabilidad de la interconexión con SE Cáclic se mantiene, puesto que se tiene dos circuito s para conexión con ambas Subestaciones.

Acoplamiento

Se puede realizar mantenimiento de la celda de acoplamiento(interruptor seccionadores y transformadores de medida) sin corte de servicio, para lo cual todos los circuitos se pasarán a la barra A, y luego se efectuará cambio de barras pasando todos los circuitos a la barra B.


en Barras

Mantenimiento en la

Barra A


Mantenimiento en la

Barra B




al acoplamiento


interruptor fallado




interruptor fallado



El patio en 138 kV es de configuración doble barra y tiene las siguientes características generales de operación y mantenimiento:

Para el caso de mantenimiento de la barra; todas las celdas se trasladan

hacia la barra que quedará en servicio, mientras dure el mantenimiento, de tal

manera que no se pierda el suministro de energía durante esta etapa.


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Para el caso de mantenimiento del interruptor de un circuito, este circuito

quedará temporalmente sin servicio, mientras duré el mantenimiento,

manteniéndose la confiabilidad en el suministro, para los demás circuitos.

Sección de Conductores Barra

Se ha realizado la selección de la sección de las barras flexibles teniendo en consideración los siguientes criterios de cálculo:




Tensión de

OperaciónkV

BarraTipo de

Conductor

Sección Nominal

MCM /mm2


x fase



(kA)

Flujo Máximo

Por la Barra (1)

CapacidadMáxima

Conductor(2)

Factor de

Seguridad%

Icc max del

Sistema(3)

Icc max que


(4)

220 A ACAR 750/380 2 175 526 300% 4.31 52.91

220 B ACAR 750/380 2 175 526 300% 4.31 52.91

138 A ACAR 1200/608 1 175 219 125% 3.09 84.67

138 B ACAR 1200/608 1 175 219 125% 3.09 84.67


Del cuadro anterior se concluye que el conductor de 750 MCM (2 conductores por fase) para la barra de 220 kV y el conductor de 1200 MCM (1 conductor por fase) para la barra de 138 kV seleccionados, cumplen ampliamente las solicitaciones de cortocircuito del sistema y el crecimiento futuro y proyectado de la demanda.

d) Selección de niveles de aislamiento Se ha seleccionado el aislamiento del equipamiento de patio para la nueva subestación Moyobamba Nueva a partir del cálculo de la coordinación del aislamiento que sigue las recomendaciones y la metodología de las normas IEC 60071-1 y 60071-2, considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos.

Aislamiento Interno 220 kV


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Aislamiento Externo 220 kV

El aislamiento externo ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dadas en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:



Aislamiento Interno 138 kV




Aislamiento Externo 138 kV




Aislamiento Interno 22,9 kV

El aislamiento interno para el equipamiento en 22,9 kV ha sido seleccionado tomando como referencia los niveles de aislamiento para el rango I, dado en la tabla 2 de la norma IEC 60071-1:



Aislamiento Externo 22.9 kV




e) Número de celdas en 220 y 138 kV

La subestación es completamente nueva y ha sido configurada bajo la siguiente disposición y crecimiento de futuro de la subestación:


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En el patio en 220 kV se implementará 04 celdas nuevas. Asimismo, se tiene la

posibilidad de atender cargas nuevas en la dirección (Oeste) en el espacio previsto para

celdas de reserva. Las celdas previstas en el proyecto son las siguientes:

• 01 celda de línea con reactor de línea para conexión con la SE Cáclic. • 01 celda de acoplamiento. • 01 celda para la conexión de los bancos de autotransformadores monofásicos de

potencia. • Se prevé como reserva el espacio para 05 celdas en el futuro.

En el patio en 138 kV se implementará 04 celdas nuevas, con espacio previsto para

celdas de reserva. Las celdas previstas en el proyecto son las siguientes:

• 02 celdas de línea para conexión con las subestaciones de Moyobamba y Tarapoto existentes.

• 01 celda para la conexión del banco de autotransformadores monofásicos de potencia.

• 01 celda de acoplamiento. • Se prevé como reserva el espacio para 03 celdas en el futuro.

f) Características de los equipos mayores

Autotransformador de Potencia

Banco de autotransformadores monofásicos de potencia con conexión trifásica de 220±10x1%/138/22,9 kV – 70-85-100/70-85-100/14-17-20 MVA (ONAN-ONAFI-ONAFII)), el cual será fabricado desde el inicio con regulación automática de tensión bajo carga y estará preparada con el sistema de ventilación forzada a futuro; de 1050/650/125 kVp-BIL, con transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 500-1000/1/1/1/1 A; 3x(15 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2; en el bushing de 138 kV; de 600-1200/1/1/1/1/1 A; 4x(15 VA-5P20) y 15VA-cl 0,2; y en el bushing de 22,9 kV de 500-1000/1/1/1 A; 3x15 VA-5P20.

Reactor de Potencia Reactor de potencia de línea de 15 MVAR, el cual se conectará con la línea de transmisión que se dirige a la SE Cáclic y contará con la siguientes características y equipamiento: tensión nominal 220 kV; de 1050 kVp-BIL, con transformador de corriente en el bushing de 220 kV; de 100/1/1 A; 15 VA-5P20; en el bushing del neutro de 100/1/1 A; 15 VA-5P20.El neutro será conectado sólidamente a tierra.


Interruptores de Potencia Los interruptores de potencia serán uni-tripolares y tripolares, libres de reencendido, del tipo autosoplado con aislamiento y extinción en un ambiente de hexafloruro de azufre - SF6 y del tipo “tanque vivo”, Los interruptores de potencia para maniobrar las líneas de transmisión cuentan con mando monopolar y son aptos para recierres monopolares. Los interruptores para maniobra del Autotransformador y Reactor es de mando tripolar.


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Los interruptores presentan las siguientes características:

Interruptores de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 1050 kVp-BIL;

2500 A; 40 kA.

Interruptores de Potencia de accionamiento uni-tripolar de 650 kVp-BIL; 1500

A; 31.5 kA.

Interruptores de Potencia de accionamiento tripolar de 125 kVp-BIL; 1250 A;

25 kA.


Los seccionadores serán de apertura tripolar, de montaje horizontal y de tipo pantógrafo, con mando eléctrico local y remoto, así como mando mecánico local. Los seccionadores tendrán las siguientes características generales:

Seccionadores de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura, y de tipo

pantógrafo de 1050 kVp-BIL; 2500 A; 40 kA.

Seccionador de Línea de accionamiento tripolar y doble apertura de 1050


Seccionador de Barra de accionamiento tripolar y doble apertura de 650 kVp-

BIL; 1500 A; 31.5 kA.

Seccionador de Línea de accionamiento tripolar y doble apertura de 650 kVp-

BIL; 1500 A; 31.5 kA, con cuchilla de puesta a tierra.

Transformadores de corriente Los transformadores de corriente serán aislados en aceite, de relación múltiple, los secundarios serán de 1 A, el número de núcleos serán de cuatro devanados secundarios. La clase de precisión para medida es 0,2 y el de protección 5P20. Las características principales de los transformadores de corriente son las siguientes:


1000-2000/1/1/1/1 A; 3x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.


1200/1/1/1/1/1 A; 4x(30 VA-5P20) y 30VA-cl 0,2.



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Transformadores de tensión monofásicos del tipo capacitivo de 1050 kVp-BIL;

de relación 220:√3/0,11:√3/0,11:√3 kV; 30 VA-3P y 30VA-cl 0,2.


BIL; de 138:√3/0,11:√3/0,11:√3 kV; 30VA-3P y 30VA-cl 0,2.

Pararrayos

Los pararrayos serán con discos de óxido de Zinc clase 3 y 4, con revestimiento de porcelana, sin explosores con dispositivos de alivio de presión; se conectarán entre fase y tierra y son para operación frecuente debido a sobretensiones tipo rayo y sobretensiones por maniobra en líneas y transformadores de potencia, todos los pararrayos tendrán contadores de descarga. Las características principales de los pararrayos serán los siguientes:

En el nivel de 220 kV, tres pararrayos de OZn con una tensión nominal 198

kV; una tensión máxima de operación continua COV de 156 kV; una

capacitad de sobre tensión Transitoria TOV de 229/217kV para 1s/10s

respectivamente; corriente nominal de descarga de 20 kA; de clase de

protección 4.

En el nivel de 138 kV, tres pararrayos de OZn de 120 kV, Uc=98 kV; clase 4;

10 kA, con contador de descarga.


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En el nivel de 22.9 kV, tres pararrayos de OZn de 21 kV; clase 3; 10 kA, con

contador de descarga.


h) Sistema de puesta a tierra La malla de tierra profunda será mediante la utilización de conductor desnudo de cobre extraflexible de 120mm2. La red de tierra superficial será con conductor desnudo de cobre extraflexible de 70mm2 o 2/0 AWG. El sistema de puesta a Tierra a diseñar, deberá cumplir con las siguientes funciones:



de los equipos.





de fallas a tierra.


La unión de la malla de tierra profunda y la red de tierra superficial se realizará mediante soldadura exotérmica tipo Cadwel; y los conectores y demás accesorios serán de bronce. Los terminales para las conexiones a los bornes de tierras de todos los equipos y estructuras metálicas serán de cobre planos a compresión. Los equipos de alta tensión tales como interruptores de potencia, seccionadores, transformadores de medida, pararrayos, etc. serán suministrados con bornes de puesta a tierra tipo grapa para la conexión del conductor de la puesta a tierra superficial. Los equipos de baja tensión tales como tableros y gabinetes de mando de los interruptores y seccionadores, serán suministrados con bornes de puesta a tierra para la conexión a tierra mediante terminales planos a compresión. Adicionalmente todas las estructuras metálicas, tales como los soportes de equipos del patio de llaves, el sistema de pórticos de celosía, cercos metálicos, puertas y ventanas, etc, serán conectados a la malla de tierra profunda a través de la red de tierra superficial.


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El detalle y cálculo del sistema de puesta a tierra será desarrollado detalladamente en la Etapa de Ingeniería de Detalle.

i) Servicios Auxiliares Los servicios auxiliares estarán alimentados por:

Alimentación Principal : Proveniente de la nueva celda en 22,9 kV

que se conectará en el terciario del autotransformador de potencia, y que a su

vez alimentará a un transformador de servicios auxiliares conectado al nuevo

tablero de C.A. que alimentará las cargas de las celdas que se

implementarán con el presente proyecto.





servicio.

Los servicios auxiliares contarán con un respaldo al 100%, pues se equipará con 02 juegos de bancos baterías y cargadores rectificadores, instalados en el edificio de control, los cuales se permutarán para trabajar por periodos. Los niveles de tensión que se utilizarán con el presente proyecto son:

Corriente continua para control y protección : 125 VDC

Corriente continua para Comunicaciones : 48 VDC

Corriente alterna, para motores, iluminación, etc. : 380/220 VAC

Sistema de corriente alterna El suministro de potencia a las cargas de corriente alterna se hará desde el edifico de control y las casetas de campo que se implementará con el presente proyecto, y estará conformada por un barraje a 380/220 VAC, que alimentarán las cargas del patio a 220 kV, conformando un sistema secundario radial con cargas concentradas. En el edificio de control y casetas de campo se instalarán un gabinetes con interruptores tripolares o monopolares termomagnéticos para la protección y desconexión de los diferentes circuitos requeridos en cada sitio (calefactores, motores de interruptores y seccionadores, sistema de iluminación y tomacorrientes, circuitos de refrigeración, cargadores de baterías, iluminación interior y exterior, tomacorrientes, cafetería, etc.) y se tomará la alimentación para los cargadores de baterías que se utilizarán en el sistema de corriente continua. En el gabinete se utilizarán interruptores de caja moldeada, tripolares, con las capacidades de corriente nominal y de cortocircuito apropiadas a las cargas a suministrar y a los niveles de falla en la instalación.


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Capacidad del sistema de corriente alterna

Para determinar la capacidad de los equipos y la capacidad del transformador de servicios auxiliares de C.A. se tendrá en cuenta los valores de las cargas, tales como motores para accionamiento de interruptores y seccionadores, calentadores de gabinete, cargadores de baterías, iluminación interior de la sala de control, iluminación de exteriores y accesos, etc.

Sistema de corriente continua Esquema general del sistema

Para garantizar un suministro de tensión y energía constantes para el control y la operación de la subestación, se utilizará la corriente continua obtenida del cargador rectificador y el banco de baterías, que se implementarán en el edificio de control y casetas de campo. Con el fin de obtener el grado de seguridad requerido por el sistema de control distribuido de la subestación, se ha considerado en el nuevo edificio de control un sistema de corriente continua a una tensión de 125 VDC y 48 VDC, y solo 125 VDC en las casetas de campo para alimentar la carga de los circuitos de control, comunicaciones, motores seccionadores e interruptores, protecciones, etc.

Capacidad del sistema de corriente continúa En la determinación de la capacidad de los equipos de servicios auxiliares de c.c. se tendrá en cuenta los valores de las cargas finales. Para la determinación de los amperios - hora del banco de baterías, se utilizará la metodología indicada en la Norma IEEE 1115 y se tendrá en cuenta las cargas indicadas anteriormente, las cuales operan en un ciclo de consumo continuo, donde las situaciones de operación más críticas bajo las cuales se pueda ver obligado a trabajar el banco de baterías es prácticamente despreciable con respecto al trabajo continuo. Una vez determinada la capacidad del banco de baterías, se seleccionará la capacidad del cargador de baterías, la cual se determinará teniendo en cuenta el consumo continuo de las cargas y la corriente de recarga del banco de baterías. Los cargadores rectificadores y banco de baterías que se implementarán son en 125 VDC y 48 VDC.

4. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS EQUIPO DE PROTECCIÓN MULTIFUNCIÓN

En este numeral se establece los requisitos generales para el diseño, fabricación, transporte e instrucciones para la operación y mantenimiento de los relés trifásicos multifunción, tipo numérico, basados en microprocesadores. Los equipos serán suministrados a COBRA (en adelante el Cliente), para ser instalados en las subestaciones de Carhuaquero 220 kV, Nueva Carhuaquero 220 kV, Cajamarca Norte 220 kV, Nueva Cajamarca 220 kV, Cáclic 220/138 kV y Moyobamba Nueva 220/138/22,9 kV.


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Estos equipos se integrarán al Sistema de Automatización de cada subestación.

4.1 EXTENSIÓN DEL SUMINISTRO A continuación se define las cantidades de los equipos de protección que forma parte de la presente especificación para las subestaciones Ampliación Carhuaquero, Nueva Carhuaquero, Ampliación Cajamarca Norte, Nueva Cajamarca, Cáclic y Moyobamba Nueva. 16 Relés diferenciales de línea, con panel mímico o relés+BCU para la operación de la

celda. Esta incluido un relé para Moyobamba existente 138 kV. 2 Relés diferenciales de línea, para la subestaciones Moyobamba Nueva 138 kV y

Moyobamba existente 138 kV. 7 Relés de distancia. 1 Relé de distancia, con panel mímico o relé+BCU para la operación de la celda en la

subestación Moyobamba 138 kV. 2 Relés diferenciales para autotransformador. 2 BCU para la operación de las celdas 220 kV, 138 kV y 22,9 kV del autotransformador. 2 Relés diferenciales para reactores de línea. 2 Relés de sobrecorriente para autotransformador, lado 220 kV 1 Relé de sobrecorriente para autotransformador, lado 138 kV, con panel mímico o

relé+BCU para la operación de la celda. 2 Relés de sobrecorriente para reactores de líneas 5 Relés de sobrecorriente para acoplamiento, con panel mímico o relés+BCU para la

operación de la celda. 6 Relés de protección diferencial de barras. Incluye un relé SEL487B para la SE

Cajamarca Norte 220 kV. Se está solicitando algunos relés con panel mímico incorporado o relé más BCU (unidad de control de bahía) para la operación de la celda. La selección de la alternativa presentada, relé con mímico incorporado o relé + BCU será la que cumpla con las especificaciones técnicas y la más económica. Referente a la protección diferencial de barra en S.E. Carhuaquero, el COES ha manifestado que actualmente el estudio de pre-operatividad del Proyecto Minero La Granja del Titular Rio Tinto, contempló la instalación de la protección diferencial de barras, por lo que la nueva bahía de la empresa COBRA se conectará a esta nueva protección diferencial de barra. El detalle de la conexión de la nueva bahía se presentará en el Estudio de Operatividad. Referente a la protección diferencial de barra en S.E. Cajamarca Norte, COBRA propone la instalación de 1 nuevo relé de protección diferencial de las mismas características técnicas que los relés diferenciales existentes. A este nuevo relé diferencial se conectarán las dos nuevas bahías pertenecientes a la Ampliación SE Cajamarca Norte.

4.2 NORMAS Los elementos constitutivos de los relés de protección serán construidos con materiales de la mejor calidad y elaborados con la máxima experiencia en la materia y conforme a las recomendaciones de la norma IEC- 60255.


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El proveedor deberá entregar con el suministro una copia de las normas correspondientes en su última versión.

4.3 CARACTERISTICAS GENERALES Y CONSTRUCTIVAS Los relés deben cumplir los siguientes requerimientos generales:

• La alimentación a los circuitos electrónicos de los relés deberá efectuarse a través de un convertidor de tensión DC/DC, el cual formará parte del relé, no aceptándose otras formas de bajar el nivel de tensión como por ejemplo el uso de resistencias en serie.

• Todos los elementos componentes de los relés de protección deberán alojarse en caja metálica única, provista de portezuela con luna transparente o similar y de cierre hermético a prueba de polvo y humedad, todo lo cual debe formar parte del suministro. La caja deberá contar con terminal de puesta a tierra.

• En el caso que la parte activa de los relés sea extraíble, los circuitos secundarios de los transformadores de corriente, deben ser automáticamente cortocircuitados por medio de puentes apropiados.

• Estas protecciones podrán supervisarse y ajustarse remotamente. Por lo tanto estarán equipadas con las unidades de comunicación y accesorios de conexión necesarios para lograr el enlace mediante un sistema de monitoreo de protecciones. El intercambio de información con los relés de protección (programación del relé y acceso a la información almacenada en su memoria) se podrá hacer independientemente para los tres niveles siguientes: De manera local a través de una Interfaz Hombre Máquina (HMI) mediante un

despliegue digital en el frente de cada relé de protección.

Mediante un computador portátil para conectarse a un puerto ubicado en el frente de cada relé, utilizando el software de usuario que se suministrará con el equipo.

Por medio de la conformación de una red de datos mediante puertos posteriores para Fibra Óptica (Ethernet), para la comunicación con la oficina de protección. Estas unidades de comunicación deben permitir al relé integrarse a un sistema de automatización de subestaciones para el control y registro de fallas, con el objetivo de manejar los datos informativos y operativos que se requieran.

• Las protecciones deberán contar con los programas de interface con el usuario que se utilizan para la configuración y ajuste de los relés, listado de parámetros, lectura de eventos, registros oscilográficos y despliegue de valores medidos. Estos programas deberán ser del tipo menú auto explicativo en ambiente Windows, con rutinas para prueba y diagnóstico de los relés de protección.

• El formato de los registros oscilográficos será en COMTRADE para ser aplicados a equipos de pruebas.

• Se deberán registrar tensiones de fases y neutro, corrientes de fases y neutro y señales digitales de las bahías incluidas en el alcance del suministro. El muestreo deberá ser como mínimo 16 muestras por ciclo.


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• Se requiere que el relé tenga dos puertos Ethernet de fibra óptica, para efectuar la integración por IEC 61850 con el sistema de automatización, para comunicarse con el Centro de Control y con la Oficina de Protecciones respectivamente.

• Los relés deberán permitir la sincronización de tiempo desde un GPS (Global Positioning System), por medio de sus puertos en Fibra Óptica a través del protocolo SNTP y a través de una entrada IRIG-B.

• Las protecciones tendrán capacidad para funcionar como registrador de eventos para lo cual deberán contar con reloj interno e indicar como mínimo: fecha, hora, min, seg, mseg, y la descripción del evento. Todos los datos y ajustes de estas protecciones serán accesibles para ser utilizados en la evaluación posterior de la falla.

• Los relés deberán almacenar los siguientes registros para cada una de las últimas 5 fallas producidas:

Tipo de falla, la fase y el tiempo. Valores de corriente (fase y tierra) Valores de tensión (fase y tierra) Ángulos entre tensiones y corrientes. Tiempo de duración de las fallas, etc.

• La pérdida de la tensión auxiliar no debe provocar la pérdida del ajuste ni de las señalizaciones.

• La pérdida de la tensión auxiliar no debe ocasionar la pérdida de registros oscilográficos ni eventos.

• Los equipos de protección dispondrán de auto supervisión continua y de auto diagnóstico para detección de falta de batería, fallas físicas y lógicas con indicación de indisponibilidad del relé en el panel frontal por medio de un led de indicación, por contactos libres de tensión y a través de un puerto de comunicación para el sistema de control local y remoto.

• Cada relé debe contar con un block de ensayo incorporado al mismo o externo. En este último caso será de montaje embutido y se deberá cotizar en forma separada. También se deberá proveer el terminal macho que permita la verificación del ajuste y operación del relé sin ser extraído. Este último se deberá cotizar en forma separada.

• Todas sus funciones tanto de disparo como de control, señalización y alarma deben ser programables a través del software. No se aceptarán protecciones en las cuales sea necesario cambiar el hardware para este propósito.

• Si dispone de contactos robustos, especialmente diseñados para manejo de corrientes de operación de bobinas de cierre y apertura, deben estar plenamente identificados.

• Ante una falla de comunicación, la función de protección debe permanecer intacta.

• Los relés deberán ser insensibles a las armónicas.

• Los contactos de salida que no posean supresores, deberán estar diseñados de manera tal que al interrumpir la corriente que alimenta cargas con L/R=40ms, no se produzca ninguna perturbación en el relé ni daño de los contactos.

• Para las comunicaciones dentro de las subestaciones, entre el Nivel 1 (Protecciones, Unidades de Control de Bahía) y el Nivel 2 (Unidad de Control de la Subestación (UCS), Unidad Terminal Remota (UTR)), el fabricante deberá proveer el protocolo de comunicaciones.

• Se deberá disponer de entradas y salidas digitales configurables.

• Los relés solicitados con panel mímico ó BCU, para el control de interruptores y seccionadores de la celda, deben ser tal que los esquemas sean configurables y editables,


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de manera de poder esquematizar la disposición real de los equipos de la celda y poder efectuar las ordenes de apertura y cierre de los diferentes equipos de maniobra.

4.4 FUNCIONALIDADES DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEAS Y CABLES

El esquema de protección debe consistir en un relé diferencial de líneas y cables con las siguientes características principales:

• Los relés deberán contar con supervisión del hilo piloto o fibra óptica.

• Los relés deberán contar con la función 21 como protección de respaldo.

• Los relés deberán contar con la función 67 como protección de respaldo.

• En el caso de fallas de alta impedancia, deberá cambiar su característica o contar con una función diferencial de secuencia cero o secuencia negativa.

• El relé debe estar diseñado para recierres monofásicos y trifásicos.

• Compensación de la corriente capacitiva en líneas largas.

• Compensación del retardo del canal de comunicación.

• Función de cierre sobre falla (SOTF).

• Todas las funciones de protección deberán poderse habilitar y deshabilitar internamente y externamente.

• Deben contar con la Función 25.

• Deben tener medición de sincrofasores.

4.5 FUNCIONALIDADES DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA La protección de distancia debe ser una protección numérica, multifunción, con las siguientes características principales:

• Característica de medición cuadrilateral ó tipo mho para fallas fase-fase, con detección de fallas hacia adelante o hacia atrás.

• Característica de medición cuadrilateral ó reactancia con supervisión de mho variable adaptivo para fallas a tierra, con detección de fallas hacia delante y hacia atrás.

• Deberá contar con por lo menos 4 zonas de medición.

• En todas las zonas de medición, los ajustes de los alcances resistivos deben ser independientes de los alcances reactivos, para la característica de medición de fallas a tierra.

• Los ajustes de los temporizadores de las zonas de medición no deberán estar relacionados entre sí.

• Arranque por subimpedancia, sobrecorriente ó funciones de detección de fallas mediante programación efectuada por el usuario.

• Funciones de protección programables y configurables con posibilidad de habilitar o inhibir cada una de ellas.

• Protección de sobrecorriente direccional y no direccional, para fallas entre fases y fase-tierra. Deben ser de tiempo definido y de tiempo inverso según normas IEC. Se habilitará por programación y por señal externa.


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• Elemento de sobrecorriente direccional a tierra instantáneo para fallas fase-tierra, trabajando en esquema de comparación direccional con selección de fase y arranque por subimpedancia, para disparo permisivo por teleprotección.

• La activación tanto del disparo directo como del transferido debe darse en un tiempo máximo de 25 ms.

• Función cierre sobre falla (Switch Onto Fault). Se activará por señal externa o por lógica interna mediante programación por el usuario.

• Función de bloqueo por oscilación de potencia. Se activará por señal externa y por lógica interna mediante programación por el usuario.

• Función pérdida de potencial (Falla fusible).

• Lógica de teleprotección seleccionable, que incluya POTT, PUTT, DCUB y DCB.

• Lógica de limitación de carga (Load Encroachment).

• Lógica de inversión de flujo (para doble circuito)

• Lógica de fuente débil (Weak Feed).

• Función de falla interruptor (Breaker Failure).

• Función de sobre y baja tensión.

• Supervisión de sobrecarga.

• Función de recierre monofasico o trifásico programable.

• El relé deberá contar con la función de chequeo de sincronismo, ajustable por programación para las diferentes condiciones de operación.

• Función de localización de fallas.

• Función de supervisión de circuito de disparo, con capacidad para monitoreo continuo de los circuitos de disparo por cada bobina del interruptor tanto en posición abierto como cerrado.

• Medida de valores primarios de tensiones, corrientes, potencias, energías, factor de potencia y frecuencia en display.

• Función de almacenamiento del número de amperios (kA2) por apertura del interruptor, acumulados para propósitos de mantenimiento del interruptor.

• Proveer entradas y salidas digitales programables, de acuerdo a lo solicitado en la Planilla de Características Técnicas Garantizadas.

• Los relés deben poseer como mínimo 4 grupos de ajustes. Los mismos serán habilitados por:

Programación Mediante una señal externa digital. Por comunicación

• Los relés deben usar como tensión de referencia para la medición de la impedancia, la tensión de las fases sanas.

• Los relés deben estar provistos de una memoria de tensión que permita asegurar la direccionalidad durante fallas trifásicas próximas a la subestación. El oferente deberá indicar el tiempo de duración de dicha memoria.

• El factor de compensación homopolar K0 se deberá poder ajustar para cada zona, tanto en módulo y ángulo.

• Deben contar con la función 25

• Deben tener medición de sincrofasores


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4.6 FUNCIONALIDADES DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE AUTOTRANSFORMADORES

Los relés ofrecidos para la protección diferencial de autotransformadores deberán tener las siguientes funciones principales:

• Función diferencial porcentual para autotransformadores de tres devanados.

• Función de sobrecorriente de fases y tierra para cada devanado, con familia de curvas de tiempo inverso, según normas IEC y tiempo definido, seleccionables por el usuario.


• Medidas de las corrientes en módulo y ángulo de las tres fases en cada devanado y de los corrientes diferenciales y de restricción por fase.

• Proveer entradas y salidas programables conforme a lo solicitado en la Planilla de Características Técnicas Garantizadas.

• Elemento de restricción con característica de doble pendiente y porcentaje variable.

• Función de bloqueo para 2° y 5° armónico para prevenir disparos indeseados por corrientes de inrush y/o detectar operación sobreexcitada del autotransformador.

• Función de alta corriente, para detección y rápido despeje de fallas internas del autotransformador.

• No debe requerir CT´s de interposición. Los relés diferenciales deberán ser tales que no necesiten de transformadores de corriente intermedios para efectuar la compensación de los grupos de conexión, para compensar la relación de transformación de los transformadores de corriente del transformador de potencia y filtrado de secuencia cero.

• Función de tierra restringida, con entrada independiente.

4.7 FUNCIONALIDADES DE LAS UNIDADES DE CONTROL DE BAHIA (BCU) Estos equipos se montan en los armarios de la celda y tendrán las siguientes funciones principales:

• Comunicación mediante fibra óptica con la Unidad de Control de la Subestación (UCS).

• Estampado de los eventos y alarmas con fecha y hora.

• Adquisición de las entradas digitales procedentes del campo asociadas a la posición (señales topológicas y alarmas). Dos entradas digitales por cada interruptor y dos entradas digitales por cada seccionador.

• Mando de los dispositivos asociados a la posición. (interruptores, seccionadores, etc.)

• Captación de medidas digitales (binario natural, gray, BCD) de la toma del regulador del autotransformador.

• Estado de conmutadores e interruptores termomagnéticos.

• Implementar lógicas de control e interbloqueo, para la operación local y remota desde los niveles 1 y 2, para lo cual deberá de contar con:

Una pantalla gráfica que permita la representación del esquema unifilar de la bahía y la ejecución de comandos locales en forma segura (modo select-before-operate).

Botones para la selección de la operación en modo Local ó Remoto. Botones para la selección de comando de abrir y cerrar interruptores y

seccionadores.


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• Captación de medidas analógicas (V,I,P,Q y variables de monitorización) de la celda directamente desde los secundarios de los transformadores de corriente y/o tensión. Estas serán mejor o igual a 0.5

• Funciones de Supervisión y Monitoreo.

Medidas de corrientes de fase en magnitud y ángulo. Medidas de tensiones de fase-tierra y entre fases en magnitud y ángulo. Medidas de potencia activa, potencia reactiva, potencia aparente. Medida de frecuencia. Medidas de corriente y tensión en secuencias positiva, negativa y cero.

• Función de Medición de Energía

• Función de Comunicación

Un puerto de comunicación en protocolo IEC61850 para conexión a fibra óptica. Función de sincronización horaria mediante IRIG-B y mediante SNTP.

• Debe de disponer al menos 16 leds de alarma programables y 3 leds de indicación de estado de operación (power, run y lan).

• Teclas de función programables, que permitan por ejemplo discriminar el nivel de mando eléctrico desde la unidad de control de bahía o directamente del equipo en campo.

• Debe suministrarse el software de configuración de las unidades de control de bahía.

• Se captarán todas las señales de alarma de los equipos y sistemas controlados desde la BCU, sin realizar agrupaciones previas (una entrada digital por señal)

• Gestión de alarmas internas de la propia BCU.

• El equipo realizará de forma contínua una autosupervisión de su estado interno, comprobando el correcto funcionamiento de todos sus elementos tanto físicos como lógicos. En el caso de detectar algún fallo de sus módulos de electrónica (y siempre que se pueda) generará una alarma interna que comunicará a la UCS indicando el tipo de fallo.

• Las BCU´s deben de disponer de un contacto libre de potencial destinado a señalizar la anomalía interna del módulo o su falta de alimentación, “FALTA CC O FALLO” mediante su apertura.

Las BCU deben cumplir los siguientes requisitos:

• El protocolo de comunicaciones con la UCS debe ser IEC61850. En ningún caso se admiten protocolos propietarios.

• El puerto de comunicación debe ser para fibra óptica.

• La BCU debe tener capacidad de almacenamiento de mínimo 150 eventos, que no se pierdan ante un Power ON o un reset del equipo o una pérdida de comunicaciones con la UCS.

• Cada evento está compuesto por la fecha y hora completas del cambio y por el valor y byte de calidad de la señal resultado del cambio.

• En el caso de que se produzca desbordamiento del buffer de eventos, la BCU debe generar la alarma de Pérdida de eventos.


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4.8 FUNCIONALIDADES DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE REACTORES DE LINEA

Los relés ofrecidos para la protección diferencial de reactores deberán tener las siguientes funciones:

• Función diferencial porcentual para reactores.

• Función diferencial de falla a tierra restringida

• Función de sobrecorriente de fases y tierra del reactor, con familia de curvas de tiempo inverso, según normas IEC y tiempo definido, seleccionables por el usuario.

• Función Volt/Hz

• Función protección térmica.


• Medidas de las corrientes en módulo y ángulo de las tres fases en cada devanado y de los corrientes diferenciales y de restricción por fase.

• Proveer entradas y salidas programables conforme a lo solicitado en la Planilla de Características Técnicas Garantizadas.

• Elemento de restricción con característica de doble pendiente y porcentaje variable.

• Función de bloqueo para 2° y 5° armónico para prevenir disparos indeseados por corrientes de inrush y/o detectar operación sobreexcitada del autotransformador.

• Función de alta corriente, para detección y rápido despeje de fallas internas del reactor.

• No debe requerir CT´s de interposición. Los relés diferenciales deberán ser tales que no necesiten de transformadores de corriente intermedios para efectuar la compensación.

• Función de tierra restringida, con entrada independiente.

4.9 FUNCIONALIDADES DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS El esquema de protección debe consistir en un relé diferencial de barras numérico del tipo mínima impedancia, con las siguientes características:

• La unidad diferencial debe contar con elementos diferenciales de medición independientes por fase, para proteger el sistema de barras.

• Luego de la operación la unidad deberá quedar bloqueada. La reposición sólo podrá efectuarse en forma local o remota, mediante programación efectuada por el usuario.

• La función de restricción con característica de porcentaje variable de protección debe ser tal que garantice la máxima estabilidad ante fallas externas y asegure un disparo rápido ante fallas internas, aun cuando se utilicen transformadores de corriente con diferencias apreciables en sus curvas de excitación.

• No debe requerir CT´s de interposición.

• La salida del disparo debe darse en un tiempo máximo de un ciclo (incluye el tiempo de operación del relé de salida).

• La función de falla interruptor (Breaker Failure) debe contar con dos etapas, una etapa de re-disparo al propio interruptor y una etapa de disparo a interruptores adyacentes.

• El esquema de protección diferencial utilizará la imagen de los seccionadores a través de contactos auxiliares normalmente abiertos (NO) y normalmente cerrado (NC).


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• La protección deberá individualizar y separar la barra fallada, permitiendo que el resto de las instalaciones no afectadas permanezcan en servicio.

• La protección debe permitir poner una zona de medición fuera de servicio.

• La protección diferencial de barras debe tener al menos la siguiente señalización:

• Para el sistema de control digital mediante contactos libres de tensión o enlace serial:

Disparo Anomalía del circuito secundario de corriente Falsa imagen de seccionadores Relé indisponible

• Indicación en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico.

Disparo: fase R, fase S, y fase T Falsa imagen de seccionadores Anomalía del circuito secundario de corriente: fase R, fase S y fase T Relé indisponible

• La protección deberá inhibirse y dar una alarma para los siguientes casos:

Anomalía del circuito secundario de corriente Falsa imagen de seccionadores

• La arquitectura del esquema de protección de barras podrá ser:

Elementos distribuidos o no centralizado para las subestaciones de 220 kV y 138 kV. En tal caso las unidades de bahía se comunicarán con la unidad central por fibra óptica. La fibra óptica y conectores serán parte del suministro, para lo cual el fabricante deberá cotizar estos elementos en forma unitaria, en base a la información suministrada por el Cliente.

• La protección deberá detectar y operar correctamente incluso ante fallas entre el interruptor y los transformadores de corriente (zona muerta) y no dejar ninguna otra zona sin protección o con posibilidad de operaciones incorrectas.

• Durante la maniobra de cambio de barra la protección deberá quedar operando en barra única (bloqueo por barra única).

• El relé de barras deberá ser suministrado montado en panel, cableado internamente hasta la regleta de bornes del tablero para conectar los cables que vienen del campo

• El panel debe suministrarse con interruptores termomagnéticos, iluminación, calefacción y ventilación con puerta frontal y posterior.

• Los relés ofrecidos deberán poderse configurar para operar en los sistemas de barras de las subestaciones mencionadas.

• En la oferta se debe considerar la ingeniería de detalle de conexionado del tablero para su interconexión con el campo, la configuración y pruebas del relé, además se debe considerar un soporte local para COBRA para la calibración del relé y para la puesta en servicio.


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• En caso que el número de entradas y salidas binarias sea insuficiente para efectuar la ingeniería de detalle y la integración en un sistema de automatización, se debe aclarar y colocar en la tabla de datos técnicos lo requerido para un adecuado funcionamiento.

4.10 FUNCIONALIDADES DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE MULTIFUNCIÓN

Esta protección de sobrecorriente multifunción se utilizará como respaldo de autotransformadores, reactores de líneas y como protección del acoplamiento. A continuación se realiza una descripción de las características generales que tendrán estos relés, dependiendo cada uno de la ubicación de su instalación:

• Funciones de sobrecorriente de fases y tierra, con familia de curvas inversa, muy inversa, extremadamente inversa y tiempo definido, seleccionables por el usuario, de acuerdo a las normas IEC.

• Los relés estarán integrados por 4 unidades de medición, tres de fase y una residual.

• Los relés tendrán tres niveles de ajustes tanto para fase como para el elemento residual: I>, I0>, I>>, I0>>, I>>>, I0>>>.

• Deberán tener funciones de sobretensión, subtensión, térmico y de desbalance de carga.

• Todos los niveles de fase y residual tendrán ajustes independientes de corriente y de tiempo.

• Todas las funciones de protección deberán poderse habilitar y deshabilitar internamente y externamente.

• Función de falla de interruptor por monitoreo de corriente.

• Medida de valores primarios de tensiones, corrientes, potencias, energías, f.p., etc. en display.

• Registro de máximos y mínimos.

• Resumen de operaciones del interruptor, almacenamiento del número de amperios (kA2).

• Proveer entradas y salidas digitales programables.

4.11 PRUEBAS DE ACEPTACIÓN Las pruebas se realizarán en todas las unidades según las Normas IEC y tendrán lugar en los talleres y/o laboratorio del fabricante, el que proporcionará todo el material necesario para la ejecución de tales pruebas. Estas pruebas deberán ser satisfactorias en su totalidad. Las pruebas serán presenciadas por dos representantes del cliente, quien podrá exigir pruebas adicionales que permitan comprobar la exactitud de los valores indicados en las Hojas de datos Técnicos. De acuerdo a lo anterior, el fabricante deberá proporcionar la información adecuada y avisar oportunamente acerca de la realización de las pruebas para que la fecha de entrega no sufra retraso por este motivo. El fabricante deberá considerar en la oferta los costos del transporte a sus instalaciones de dos representantes del cliente, incluyendo alojamiento, viáticos y seguros para un periodo de 10 días. De todas las pruebas efectuadas se enviarán copias del protocolo respectivo debidamente firmado por la persona que asista a las pruebas en representación del cliente, en 6 ejemplares.


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5. RESUMEN DEL SISTEMA DE CONTROL Y COMUNICACIONES

5.1 Generalidades

Las instalaciones eléctricas relacionadas con la operación de las Subestaciones de Carhuaquero Nueva , Cajamarca Norte Nueva, Caclic y Moyobamaba Nueva serán controladas mediante un Sistema de Automatización basado en controladores con funciones PLC y en un SCADA, que permitirán monitorear y controlar la operación desde el centro de control. La Red de Telecomunicaciones constara de una principal por fibra óptica monomodo de 36 hilos (de los cuales se dejarán libres 12 hilos para uso del estado) con cable OPGW, adosada a la línea de transmisión y otro secundario en simultaneo y no excluyentes, mediante el sistema Onda Portadora. Adicionalmente se tendrá un sistema de respaldo satelital que en situaciones de emergencia permitirá la comunicación permanente de voz y datos entre las SSEE. El sistema de comunicaciones incluye Telefonía y CCTV. La red de comunicaciones permitirá la operación y el mantenimiento propio de cada SE y tendrá la capacidad de comunicarse con otros centros de control remotos y en particular con el centro de administración del Sistema Eléctrico Interconectado, COES. El Centro de Control del sistema eléctrico se ubicará en la SE Moyobamba Nueva y de allí se realizará el envío de datos al COES vía ICCP según la normativa vigente. Para lo cual se implementará dos Servidores ICCP independientes y redundantes. Las instalaciones eléctricas de las subestaciones con sistemas de protección, control y medición digitalizada serán integradas en una red de datos del tipo LAN Ethernet soportado en fibra óptica. La normativa aplicable será la serie IEC 61850. La integración se organizará construyendo una red tipo Ethernet fibra óptica configuración en anillo, a la cual se conectará el SCADA, el concentrador y un reloj tipo GPS para la sincronización de todos los equipos conectados a la red. Los enlaces de comunicación con equipos multifunción, tales como controladores de bahia y relés de protección, deberán permitir comunicación mediante Ethernet 10/100 Mbps con protocolo IEC 61850. Un elemento adicional que forma parte de la red de comunicaciones es la telefonía IP, el Circuito Cerrado de Televisión (CCTV). A continuación se representa el sistema de control y comunicaciones:


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Figura 4.1-1 Esquema General del Sistema de Control y Comunicaciones

N TS- 200

CENTRO DE CONTROL

COES


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5.2 Sistema de Control Cada Subestación será operada en forma automática y supervisada desde un equipo informático tipo PC. En el siguiente esquema se representa la arquitectura de control de las subestaciones

Figura 4.2-1 Arquitectura de control de las subestaciones

PL1

PL2

TABLERO DE CONTROL Y PROTECCION

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

PL1

PL2


LINEA 1

PL1

PL2


LINEA 2

7 98 10 1211

1 32 4 65

PL1

PL1

PL1

PL2


LINEA 1

PL1

PL2


LINEA 2

ANILLO 4 MEDIDORES

La estación de trabajo actuará como interface hombre-máquina entre el operador y los equipos de la subestación a supervisar y operar. La plataforma informática será un SCADA que integrará a las funciones de: protección, medición, alarmas y mando para la operación local y podrá también brindar acceso para una operación a distancia. De esta manera el sistema de control y mando de las Subestaciones tendrán una operación totalmente automatizada. Este sistema estará basado en los relés de protección y controladores de bahía que deberán ser integrados, junto con los demás dispositivos de la subestación destinados a la automatización. El comando para la operación tendrá niveles jerárquicos como se describe a continuación:


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a) Nivel 0 – Nivel de Campo

En este nivel se encuentran los equipos primarios tales como interruptores, seccionadores. En este nivel, se encuentra el sistema de mando de los equipos desde su propia caja de mando (mando local desde patio de llaves). Así mismo, forman parte de este nivel los dispositivos de instrumentación asociados a los equipos primarios, los cuales se encuentran conectados mediante cableado o bus de campo para instrumentación inteligente. La selección de este modo de mando se realizará por medio de un conmutador “local remoto”(L-R), instalado en el equipo de maniobras y su posición será informada al sistema de Control Local y Telecontrol. La posición “local” (L) deberá inhibir el accionamiento remoto desde los otros niveles de comando y se utilizará para tareas de mantenimiento. En la posición “remoto” (R) el equipo deberá poder ser operado a distancia desde los otros niveles de mando. Adicionalmente al mando eléctrico, los seccionadores incluirán mandos mecánicos, los cuales no corresponden al Nivel 0, y su utilización, solo deberá permitirse con equipos fuera de servicio.

b) Nivel 1 – Nivel de Bahía El nivel de control de bahía, estará conformado por todos aquellos elementos encargados de las funciones automáticas de protección, supervisión y control asociadas a las bahías, tales como:

• Controladores de bahía (BCU) • Relés de Protección Principales, Redundantes y Respaldos, IEDs - Medición El nivel 1 comprende el mando eléctrico de los equipos primarios del nivel 0 El Controlador de Bahía de cada tablero tiene un selector Local/Remoto digital que habilita el siguiente nivel de control.

c) Nivel 2 - Sala de Control de la Subestación Comprende al mando eléctrico ejecutado desde la Consola de Operaciones ubicada en la sala de control (mini SCADA o SCADA de Nivel 2) de la subestación. La elección de este modo de mando se realizará por medio de una selección por software. Desde este nivel se ejecutará el control y supervisión individual de cada sistema, a través de las respectivas interfaces HMI dispuestas para tal fin.


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d) Nivel 3 - Centro de Control de la Empresa

En este nivel se encuentra el Centro de Control de COBRA (Moyobamba Nueva) en el cual se realizará la comunicación del nivel 2 al nivel 3 y desde este el envío de datos al COES vía protocolo ICCP. El mando normal, vía software del SCADA desde este nivel, se deberá habilitar cuando los niveles 0, 1 y 2 se encuentran en remoto. Es decir el nivel 3 habilita las funciones de mando desde el CC de Moyobamba Nueva hacia los equipos de maniobra asociados a las bahías instalados en las SSEE Carhuaquero, Cajamarca, Cáclic y de la propia SE Moyobamba Nueva En el siguiente esquema se presenta el centro de control en la SE Moyobamba Nueva:

Figura 4.2-2 Esquema General del Sistema de Control y Comunicaciones

NT S-2 0 0

NTS-20 0

COES

5.2.1 Automatización

Estará basada en los relés de la subestación y en los procesadores de comunicaciones, fabricados bajo las especificaciones de los relés de protección. Los procesadores de comunicaciones que integrarán a los relés, también podrán integrar a los IED’s así como también proporcionan el acceso para conectarse a una estación de trabajo para el operador local y proporcionan puertos de comunicación para conectar, vía un puerto de comunicación apropiado, a una estación de trabajo extendida. También proveerán los puertos de comunicación para conectarse con un Centro de Control. Todas las funciones de la automatización descansan en los relés, incluyendo los mandos de la subestación incluyendo a los controladores de bahía que se conectarán, a través de una red informática fibra óptica Ethernet, con los procesadores centrales integrados en un SCADA.


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5.2.2 Requerimientos Funcionales

Se tiene previsto los siguientes requerimientos funcionales para la Integración de Funciones de cada subestación: Protección, Medición, Alarmas, Control y Mando. Protección: Aparte de las funciones autónomas propias de los relés, en los cuales se apoyará la automatización de las subestaciones, las funciones de automatización deberán ejercer los interbloqueos de los equipos de maniobra. La lógica de los relés podrá detectar cambios en los equipos de maniobra, no iniciados por el HMI (Interface Hombre – Máquina) o por el panel de control. Control: Deberá ser efectuado, preferentemente, a través de los relés, con ayuda de la Interface Hombre-Máquina (HMI), que será la interfase con el operador. Aparte de la interface HMI, el sistema provee una interfase a un sistema SCADA. Deberá poder aceptar interfaces HMI, tanto locales como remotas. La integración a los sistemas SCADA existentes (Carhuaquero y Cajamarca Norte) se hará mediante protocolos comúnmente aceptados por la industria eléctrica y que sean compatibles con los utilizados. Supervisión y Medición: El sistema proporcionará los valores de medición a través de los relés digitales. La supervisión del estado de operación de las instalaciones se hará con un sistema integrado del esquema de automatización. Oscilografía y Reporte de Eventos: El sistema ofrece la función de oscilografía de eventos captados por los relés, con la suficiente resolución, que permite su análisis posterior. Una cronología de eventos, con su indicación de fecha y hora, también será proporcionada por el sistema, con el criterio antes señalado. Estados: vigilancia de la posición de los dispositivos de maniobra. Enclavamientos: Vigilancia del control de secuencias para maniobra de los equipos. Etiquetas (tags): señalización para las advertencias del estado de disponibilidad de los equipos para su maniobra. Interfaces: Comunicación con dispositivos del nivel inferior y del nivel superior al equipo central de cada subestación. Autodiagnóstico: Todos los equipos componentes de la automatización, deberán tener capacidad de autodiagnóstico continuo. El autodiagnóstico incluye a los canales de comunicación de la plataforma informática. En caso de que se presente alguna anomalía en los equipos componentes de la automatización, esta será conocida a través de la interface HMI. Funcionalmente, las siguientes tareas estarán asignadas a los equipos a proveerse para cada subestación:

• Monitorear todas las posibles cantidades eléctricas medidas por los relés. • Enviar comandos de control para abrir/cerrar interruptores y seccionadores motorizados.


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• Los enclavamientos se harán en la lógica programable de los relés. • Acceder remotamente a los relés para proporcionar acceso a los ajustes así como también

a los eventos y oscilografías capturadas en sus memorias.

Protocolos de Comunicaciones

El sistema soportará una interfaz de múltiples protocolos (ICCP, TCP/IP y OSI), acorde con el tipo de enlace a través de diferentes medios de transmisión, para los enlaces de datos que se implementen en el futuro.

• Protocolos para Interconexión de Centros de Control

Protocolo estándar IEC 870-6-TASE 2 (Inter Control Center Communication Protocol ICCP) para la comunicación con el sistema del COES. El protocolo ICCP a implementarse debe ser compatible y probado en fábrica como en sitio.

• Protocolos para Interconexión con Sistema SCADA

Protocolo estándar IEC-870-5-101 e IEC-870-5-104 para la adquisición de datos de los equipos ubicados en las Subestaciones remotas

5.2.3 Registradores de Fallas

En acuerdo a las recomendaciones del COES, se instalará un equipo Registrador de Fallas, de alta resolución, para la vigilancia de líneas en 220 kV que conectan a las subestaciones. Se realizará Oscilografias por cada fase, con indicaciones de eventos y estampa de tiempo de los gráficos que serán registrados por el equipo.

5.2.4 Sistema de Medición En cada circuito se considerará el uso de Medidores de Energía del tipo digital, multifunción, de clase 0,2, adecuados para registro bidireccional y de múltiple tarifa. Serán totalmente programables tanto para la configuración, manejo de variables, lectura, almacenaje y extracción de los datos relativos al consumo. Los medidores deberán contabilizar la Energía activa, Energía reactiva, Máxima demanda, así como parámetros para controlar la calidad de la energía, incluyendo transitorios como flicker y caídas bruscas de tensión que permita el registro de perfiles de carga y análisis de armónicos. Los Medidores de Energía dispondrán como mínimo de lo siguiente

• 01 puerto frontal serial RS232, para el acceso con una computadora.

• 01 puerto posterior del tipo óptico para la conexión a la Red LAN con protocolo IEC 61850 Ethernet para conexión a fibra óptica multimodo.


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5.3 Sistema de Telecomunicaciones La Red de Telecomunicaciones constará de una principal por fibra óptica monomodo de 36 hilos (de los cuales se dejarán libres 12 hilos para uso del estado) con cable OPGW, adosada a la línea de transmisión y otro secundario en simultaneo y no excluyentes, mediante el sistema Onda Portadora. Adicionalmente se tendrá un sistema de respaldo satelital que en situaciones de emergencia permitirá la comunicación permanente de voz y datos entre las SSEE. El sistema de comunicaciones incluye Telefonía y CCTV. Todo el equipamiento de control, medida y protecciones debe soportar la sincronización a través del protocolo IRIG-B, reloj. El equipo de sincronización tendrá display y botoneras para visualización y programación. También tendrá configuración de ajuste automático de hora para Perú (horario verano-invierno). Se deberá proveer el servicio de sincronización TCP/IP estándar (SNTP ó NTP). La comunicación entre las subestaciones se realizará mediante enlaces de equipos telefónicos de Tecnología IP y sistema CCTV

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