Linea Tintaya Azangaro

ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA - AZÁNGARO Y SUBESTACIONES

INFORME EJECUTIVO DOCUMENTO: 2720-00-EL-GL-002

ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA AZÁNGARO Y SUBESTACIONES

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2014-09-02

INFORME EJECUTIVO ÍNDICE DE CONTENIDO

1.

OBJETIVO OBJETIVO ................................. ................................................. ................................. ................................. .................................. ........................... ......... 3

2.

UBICACIÓN DEL PROYECTO ............................................................................... 3

3.

DESCRIPCIÓN GENERAL GENERAL DEL PROYECTO ................... ......... ................... .................. ................... ................... ......... 3

4.

CRONOGRAMA DE LA AMPLIACIÓN DE LAS SUBESTACIONES .............. ..... ................. ........ 6

5.

PRESUPUESTO PRESUPUESTO DE IMPLEMENTACIÓN IMPLEMENTACIÓN .................. ......... ................... ................... ................... ................... ............... ...... 6

6.

LISTADO DE DOCUMENTOS Y PLANOS ............................................................. 6

7.

ANEXOS ................... ......... ................... .................. .................. ................... ................... ................... ................... .................. .................. ................... .......... 8


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INFORME EJECUTIVO RESUMEN EJECUTIVO 1.

OBJETIVO

Se presenta en este documento el resumen de las obras, cronograma y presupuesto requerido para la implementación del proye cto: “Línea de transmisión en 22 0 kV Tintaya – Azángaro y subestaciones”. subestaciones”.

2.

UBICACIÓN DEL PROYECTO

La zona de influencia del proyecto corresponde según se indica a continuación: continuación: 

Ampliación subestación Tintaya 220 kV: cerca de la población de Marquiri y la mina Tintaya, Departamento de Cusco.



Ampliación subestación Azángaro Azángaro 220 kV: Distrito Distrito de Azángaro, Azángaro, provincia provincia de


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INFORME EJECUTIVO Según lo indicado en el ítem anterior, se requerirá efectuar las siguientes obras, con el fin de implementar el esquema seleccionado: 3.1

LÍNEA DE TRANSMISIÓN TRANSMISIÓ N TINTAYA – AZÁNGARO 220 kV

En el siguiente gráfico se muestra la ruta de la línea en 220 kV proyectada:


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INFORME EJECUTIVO



Sistemas complementarios: complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, comunicaciones, pórticos pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles.

3.3

AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN AZÁNGARO 220 kV

Comprende la ampliación de la subestación Azángaro 220 kV, implementación de la configuración de barras de barra simple a doble barra más seccionador de transferencia y tendrá el siguiente equipamiento: 

01 celda de línea a Tintaya 220 kV.



01 celda de acople.



Equipos complementarios complementarios para las celdas existentes de transformación y de línea en 220 kV para obtener la configuración de doble barra con seccionador de transferencia.



Sistemas complementarios: complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, comunicaciones,


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INFORME EJECUTIVO 4.

CRONOGRAMA DE LA AMPLIACIÓN DE LAS SUBESTACIONES

El cronograma del anteproyecto se muestra en el documento 2720-00-EL-SH-001. La duración estimada para la ejecución del proyecto es de 33 meses.

5.

PRESUPUESTO DE IMPLEMENTACIÓN IMPLEMENT ACIÓN

El presupuesto de implementación del proyecto se muestra en el documento 2720-00-ELBM-001.

Tabla 5.1 Presupuesto de implementación del proyecto Item 1.0

Descripción SUBESTACIONES Suministros subestaciones Obras civiles y montaje subestaciones

Precio Parcial USD 8 075 000,00 4 700 000,00 3 375 000,00


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INFORME EJECUTIVO

2720-00-EL-GL-002

Informe Ejecutivo

2720-00-EL-DW-002

Localización del proyecto (Google Earth)

2720-00-EL-DW-001

Diagrama unifilar general de conexiones

2720-00-AC-DW-001

Arquitectura general sistema de telecomunicaciones

Subestaciones Subestación Azángaro 220 kV 2720-00-EL-MC-001

Subestación Azángaro 220 kV - Coordinación de aislamiento

2720-00-AC-DW-002

Subestación Azángaro 220 kV - Diagrama unifilar alta tensión, control y protección

2720-00-AC-DW-003

Subestación Azángaro 220 kV - Diagrama unifilar servicios auxiliares

2720-00-AC-DW-004

Subestación Azángaro 220 kV - Arquitectura general sistema de control

ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA AZÁNGARO Y SUBESTACIONES INFORME EJECUTIVO 7.

ANEXOS

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ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA - AZÁNGARO Y SUBESTACIONES

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MEMORIA DESCRIPTIVA TABLA DE CONTENIDO 1. 2. 3. 4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.5.1 4.5.2 4.6 4.6.1 4.6.2 4.6.3 4.6.4 4.6.5

DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ............................................................. 4 UBICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES SUBESTACIONES .................................................................... 5 NORMAS DE DISEÑO EMPLEADAS.......................................................................... 5 CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS T ÉCNICAS DE LAS SUBESTACIONES.................................... SUBESTACIONES.................................... 5 DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PATIO DE LLAVES LLAVES .................................................. 5 CONFIGURACIÓN CONFIGURACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ......................................................... 6 NIVEL DE AISLAMIENTO AISLAMIENTO ........................................................................................... 6 DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD SEGURIDAD................................................................ 7 DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS................................................................................. 7 Subestación Subestación Azángaro Azángaro 220 kV .................................................................................... 7 Subestación Subestación Tintaya 220 kV ........................................................................................ 8 DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN DEL EQUIPAMIENTO EQUIPAMIENTO........................................................................ 8 Características Características de los interruptores interruptores ............................................................................. 8 Características Características de los seccionadores seccionadores .......................................................................... 8 Características Características de los transformadores transformadores de medida ...................................................... 9 Características Características de los pararrayos pararrayos .............................................................................. 10 10 Características Características de los aisladores aisladores ............................................................................... 10


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MEMORIA DESCRIPTIVA 5.4 TRAZO DE RUTA...................................................................................................... 20 5.5 CÁLCULOS ELÉCTRICOS ....................................................................................... 22 5.5.1 Conductor.................................................................................................................. .................................................................................................................. 22 5.5.2 Coordinación Coordinación de aislamiento aislamiento ..................................................................................... 22 5.5.3 Apantallamiento Apantallamiento y tasa tasa de fallas fallas ................................................................................ 22 5.6 SILUETA DE ESTRUCTURAS ESTRUCTURAS .................................................................................. 22 5.7 COMPONENTES COMPONENTES ...................................................................................................... 23 6. DOCUMENTOS GENERALES DE REFERENCIA REFERENCIA .................................................... 28 ANEXOS............................................................................................................................... 29


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MEMORIA DESCRIPTIVA 1.

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL GENERAL DEL PROYECTO

El alcance del presente proyecto contempla la ampliación de las subestaciones Tintaya 220 kV y Azángaro 220 kV, así como la línea que une ambas subestaciones, ver diagrama unifilar del proyecto mostrado a continuación:


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UBICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES

Las subestaciones objeto del proyecto, se encuentran ubicadas en el sur del Perú. En el siguiente mapa se puede apreciar su localización:

Figura 2: Ubicación de las subestaciones

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MEMORIA DESCRIPTIVA El nivel sísmico en las instalaciones considera una aceleración horizontal a nivel de terreno de 0,5 g y 0,3 g vertical. Las conexiones superiores y de entradas de circuitos serán realizadas sobre estructuras metálicas tipo celosía; los soportes de los equipos serán también en estructuras tipo celosía. En el siguiente cuadro se muestra la cantidad de celdas implementadas en cada subestación. Tabla 1: Celdas a implementar por subestación NOMBRE

CELDAS

CONFIGURACIÓN

AMPLIACIONES

Azángaro 220 kV

Tintaya 220 kV

1 celda de línea 1 celda de acople Equipos complementarios para las celdas existentes de transformación y de línea en 220 kV.

Doble barra más seccionador de transferencia

1 celda de línea

Doble barra

En el documento de la referencia [2] se muestra la localización general para las


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MEMORIA DESCRIPTIVA DESCRIPCIÓN Nivel básico de aislamiento asignado al impulso tipo rayo (LWIL) Nivel de tensión asignado soportado al impulso tipo maniobra (SWIL), fase - tierra Nivel de tensión asignado soportado al impulso tipo maniobra (SWIL), fase - fase Corriente asignada de cortocircuito Distancia de fuga mínima

4.4

UNIDAD

Nivel 220 kV

kV

1300

kV

950

kV

1425

kA

40

mm/kV

20

DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD

Se indican a continuación los valores de las distancias mínimas, de seguridad y de diseño, determinados para cada uno de los niveles de tensión de las subestaciones asociadas al proyecto. Tabla 3: Distancias mínimas y de seguridad Tensión nominal de subestación (kV)

Distancia mínima (según IEC 61936-1) (mm)


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MEMORIA DESCRIPTIVA



Sistemas complementarios: complementarios : Protección, control, medición, comunicaciones y pórticos, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles.

4.5.2 Subestación Tintaya 220 kV Comprende la ampliación del patio de 220 kV, de configuración doble barra y comprenderá del siguiente equipamiento. 



4.6

01 celda de línea a Azángaro. Sistemas complementarios: complementarios : Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPAMIENTO EQUIPAMIENTO

El equipamiento que se instalará en las subestaciones es de tipo convencional, seleccionado con niveles de aislamiento y un coeficiente de fuga de acuerdo a lo indicado en la Tabla 2, con lo cual se tiene en cuenta las condiciones ambientales presentes en el sitio de las subestaciones. 4.6.1 Características de los interruptores Los interruptores que se instalarán serán del tipo tanque vivo, con extinción del arco en SF6 y accionamiento unitripolar, con mando local y remoto.


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MEMORIA DESCRIPTIVA Tabla 6: Características de los seccionadores Descripción

Unidad

Tipo de ejecución

220 kV Exterior

Corriente asignada en servicio continuo

A

2000

Poder de corte asignado en cortocircuito

kA

40

s

1

Duración del cortocircuito asignada

4.6.3 Características de los transformadores de medida 4.6.3.1 Transformadores de corriente Los transformadores de corriente serán inductivos, inmersos en aceite, con las siguientes características principales: Tabla 7: Características de los transformadores de corriente Descripción Corriente asignada en servicio continuo

Unidad

220 kV

A

2000-1000


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MEMORIA DESCRIPTIVA 4.6.3.2 Transformadores de tensión Los transformadores de tensión serán del tipo capacitivo, inmersos en aceite, con las siguientes características principales: Tabla 8: Características de los transformadores de tensión Descripción

Unidad

Número de devanados secundarios

220 kV 2

Tensión primaria para el sistema

kV

220/√3

Tensión secundaria para el sistema

kV

0,1/√3

Relación de transformación asignada

2200

Clase de precisión entre el 25% y el 100% de la carga de precisión a) Entre el 5% y el 80% de la tensión asignada

3P

b) Entre el 80% y el 120% de la tensión asignada

0,2

c) Entre el 120% y el 150% de la tensión asignada

3P

Carga de precisión a) Devanado 1

VA

10


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MEMORIA DESCRIPTIVA Los aisladores de soporte, serán tipo poste y tendrán las siguientes características principales: Tabla 10: Características de los aisladores Descripción Tensión asignada (Ur) Tensión asignada soportada al impulso tipo ra yo, a nivel de instalación (Up) Resistencia en cantilever

Unidad kV

220 kV 245

kVpico

1300 C8

Las cadenas de aisladores son conformadas por unidades de vidrio. 4.7

SISTEMAS DE PROTECCIÓN, MEDICIÓN, CONTROL Y MANIOBRA

El sistema de automatización de las subestaciones Azángaro 220 kV y Tintaya 220 kV, están basados en la norma IEC 61850. Están constituidos por controladores por bahía, integrados al sistema de control y supervisión existente de la subestación, que constituyen el Nivel 1 de control; un sistema central de supervisión general de la subestación (compuesto por las unidades de estación existente), que constituye el Nivel 2 de control y un sistema de supervisión y control remoto existente en tiempo real de las subestaciones, que constituye el Nivel 3 de control. La red física de comunicaciones integra equipos de nivel 1 y nivel 2, los controladores de bahía, se integrarán al sistema de control y supervisión existente en cada una de las


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MEMORIA DESCRIPTIVA Azángaro 220 kV se adicionará adicionará un nuevo medidor al sistema de medición existente, así como un nuevo registrador de fallas, los cuales se conectarán a la red del sistema de control y supervisión. Los equipos registradores de fallas deberán cumplir con el procedimiento PR-40 del COES, deberán estar preparados para la función de localización de fallas por onda viajera, además deberán estar sincronizados con GPS, en base a la norma IRIG-B ( Inter-range Instrumentation Group Time Codes ) con errores menores a +/- 500 nanosegundos a 1 pulso por segundo (pps). En el edificio de control se cuenta con una estación de gestión local para el sistema de medición y registro de fallas, a esta estación se puede acceder remotamente para su gestión y parametrización. Se utilizará el sistema GPS (Global Positioning System ) como unidad de sincronización de tiempo, cuya comunicación será en base a la norma IRIG-B y cuya sincronización será con una precisión en nanosegundos de acuerdo al estándar IEEE 1588 (Standard for A Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems).

La protección del sistema de transmisión estará conformada de acuerdo con los requisitos establecidos por el COES en su procedimiento PR-20, según la clasificación de la longitud de las líneas de transmisión tal como se describe a continuación. El sistema de protección para la línea en 220 kV estará conformado por: 

Protección principal: Relé multifunción con protecciones de diferencial de corriente de línea (87L), distancia de fases y de tierra (21, 21N), sobrecorriente direccional de tierra


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MEMORIA DESCRIPTIVA adicionará un nuevo medidor, así como un nuevo registrador de fallas, los cuales se conectarán a la red del sistema de control y supervisión. Los equipos registradores de fallas deberán cumplir con el procedimiento PR-40 del COES, deberán estar preparados para la función de localización de fallas por onda viajera. Además deberán estar sincronizados con GPS, en base a la norma IRIG-B ( Inter-range Instrumentation Group Time Codes ) con errores menores a +/- 500 nanosegundos a 1 pulso por segundo (pps). En el edificio de control se cuenta con una estación de gestión local para el sistema de medición y registro de fallas. A esta estación se puede acceder remotamente para su gestión y parametrización. Se utilizará el sistema GPS (Global Positioning System ) como unidad de sincronización de tiempo, cuya comunicación será en base a la norma IRIG-B y cuya sincronización será con una precisión en nanosegundos de acuerdo al estándar IEEE 1588 (Standard for A Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems).

La protección del sistema de transmisión estará conformada de acuerdo con los requisitos establecidos por el COES en su procedimiento PR-20. El sistema de protección existente del transformador cuenta con un sistema de protección conformado como protección principal por un relé de corriente diferencial, como protección secundaria por un relé de sobrecorriente y de sobrecorriente de neutro así como relés de disparo y bloqueos. Para la protección de la conexión del terciario cuenta con un relé de corriente diferencial y de sobrecorriente de fases y de tierra. Adicionalmente las protecciones existentes se encuentran complementadas con las protecciones mecánicas propias del


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MEMORIA DESCRIPTIVA asociada a las barras una unidad diferencial de barras y se dispondrá en la caseta nueva la unidad central diferencial de barras. La función Falla Interruptor (50BF) estará incluido dentro de la protección diferencial de barra. Esta función contará con dos etapas, una etapa de re-disparo re-dispar o al propio interruptor interrupt or y una etapa de disparo dis paro a los interruptores interruptore s adyacentes. Para cada interruptor se tendrán relés de disparo y bloqueo, así como de supervisión de circuitos de disparo. El sistema de protección para el acople en 220 kV estará conformado por: 

Protección principal: Relé multifunción multifunció n con protecciones de sobrecorriente, sobrecorri ente, sobretensión (59), baja tensión (27), funciones de verificación de sincronismo (25), en el acoplamiento.

La protección diferencial de barras deberá ser del tipo mínima impedancia y del tipo no centralizado y estará constituido por relés trifásicos. La función falla interruptor (50BF) estará incluida dentro de la protección diferencial de barra. Esta función deberá contar con dos etapas, una etapa de re-disparo al propio interruptor y una etapa de disparo d isparo a los interruptores adyacentes. Para cada interruptor se tendrán relés de disparo y bloqueo, así como de supervisión de circuitos de disparo. Finalmente se realizarán todas las conexiones necesarias a los nuevos equipos para cumplir


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MEMORIA DESCRIPTIVA 4.9.1 Servicios de teleprotección Se suministrarán equipos de teleprotección capaces de procesar 4 órdenes o telecomandos independientes y simultáneos para cada una de las líneas del proyecto. Las señales de comandos deberán poderse enviar simultáneamente o, en su defecto, con una prioridad asignable soportados mediante fibra óptica para la teleprotección principal y onda portadora para la teleprotección de respaldo, brindando así la confiabilidad que el sistema de transmisión requiere. Se tendrán entonces, dos (2) equipos de teleprotección, uno de los cuales se soportará en el sistema de telecomunicaciones por fibras ópticas mediante un módulo externo para la integración con el multiplexor y el otro en un sistema de comunicaciones mediante un módulo integrado al PLP, brindando así la confiabilidad que el sistema de transmisión requiere. 4.9.2 Servicios de datos para la operación de líneas y subestaciones La topología está constituida por redes principales o redes backbone conformadas por switches, los cuales se interconectan entre sí, formando una topología en anillo en cada caseta de control mediante una red de fibra óptica multimodo a una velocidad mínima de 1 Gbps. Se contará con el equipamiento necesario para cubrir los siguientes servicios: -

Datos para el sistema de control (SAS y/o RTUs)

-

Red de gestión de protecciones


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MEMORIA DESCRIPTIVA La estación de gestión de protecciones y medidores estará equipada con una tarjeta de red con el fin de permitir el ingreso a la información de gestión de protecciones, registradores de falla y medidores desde la red corporativa. La gestión y configuración local del equipo de tele protección se realizará por TCP/IP (a través de puerto RJ45). c. Red LAN: Para la gestión remota de equipos y eventualmente para la conexión a Internet requerida por el personal que ejecuta labores de operación y mantenimiento de manera local en cada una de las subestaciones asociadas al proyecto. 4.9.3 Sistema de video vigilancia Se instalará un sistema de circuito cerrado de TV mediante los cuales se podrá supervisar la subestación tanto interna como externamente, de manera local. El sistema contará con una unidad de control, grabación y proceso de la información que podrá accederse remotamente mediante tecnología IP. Contará además con equipos que permitirán la visualización y control local de las cámaras. 4.9.4 Servicios de voz Se contará con una red corporativa de voz y datos instalada dentro de la subestación mediante un sistema de cableado estructurado, con arquitectura del tipo abierta y velocidad mínima de transferencia: 100 Mbits/s.


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MEMORIA DESCRIPTIVA 4.9.5 Ancho de banda e interfaz de acceso al sistema portador de F.O. requeridos por el Estado Peruano Se considera la instalación de un módulo (tarjeta) con interfaz eléctrico u óptico que permita la derivación del 20% de la capacidad portadora equipada en el sistema de comunicaciones por fibras ópticas. 4.10 SISTEMAS PORTADORES 4.10.1

Sistema de onda portadora por línea de potencia (PLP)

El sistema de onda portadora, será de tecnología digital microprocesada, con sistemas de autosupervisión y diagnóstico. El equipamiento incluirá equipos de teleprotección según el número de ternas que esté sirviendo y que podrán estar integrados al equipo de PLP, un multiplexor equipado con el número y tipo de interfaces suficientes para conectar tanto canales de voz como de datos operativos que exijan un pequeño ancho de banda, así como los accesorios, trampas de onda, unidades de acoplamiento y todo los accesorios necesarios para la operación del sistema. Se prevé utilizar sistemas de acoplamiento del tipo fase – fase, el cuál será intercircuito. Para la definición de las características del nuevo enlace de sistema de onda portadora, se tiene en cuenta la norma IEC 60663. Para ello será recopilada la siguiente información: -

Frecuencia de operación (Tx/Rx) de enlaces PLP en la zona.


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MEMORIA DESCRIPTIVA Para la alimentación en corriente alterna del sistema de servicios auxiliares, se dispondrá de una salida (01 interruptor) disponible en el panel de servicios auxiliares existente en la subestación de donde se alimentará a un panel de distribución nuevo en corriente alterna 380/220 Vca ubicado en la caseta C23. Dicho panel también será alimentado en corriente continua a 125 Vcc y servirá para la alimentación de todos los equipos asociados a su celda, para ello la caseta constará de dos gabinetes de cargadores rectificadores 380 Vca / 125 Vcc. El sistema de servicios auxiliares en corriente continua en la caseta C23 tendrá como respaldo un banco de batería 125 Vcc. En el plano de la referencia [4], referencia [4], se se muestra el diagrama unifilar de servicios auxiliares. 4.11.2

Subestación Azángaro 220 kV

El sistema de servicios auxiliares en la subestación Azángaro 220 kV es del tipo distribuido, se implementará una caseta de control donde se contará con equipamiento para la alimentación de los equipos asociados a la nueva bahía de línea y a la celda del acople. El sistema de distribución de servicios auxiliares en corriente alterna, para las cargas de la bahía, será 380/220 Vca, trifásico, cuatro hilos, mientras que el sistema de distribución de servicios auxiliares en corriente continua será en 125 Vcc, bifásico, dos hilos. Para la alimentación en corriente alterna del sistema de servicios auxiliares, se dispondrá de tres salidas (03) disponibles en el panel de servicios auxiliares existente en la subestación de donde se alimentará a un panel de distribución nuevo en corriente alterna 380/220 Vca ubicado en la caseta de control C22.


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MEMORIA DESCRIPTIVA conexión a equipos, el mínimo calibre recomendado para el conductor de la malla de puesta a tierra es de 107 mm 2 (4/0 AWG). Se incluirán también las varillas de cobre de 2,4 m y diámetro de 16 mm necesarias para puesta a tierra de los cables de guarda y pararrayos. Se utilizará una capa de grava mínimo de 10 cm de espesor para cubrir el patio de conexiones en las zonas de instalación de equipos. Los cables de guarda de las líneas se conectarán a la malla de tierra de la subestación. En el patio se conectarán todas las estructuras metálicas de equipos, las estructuras de soporte de barras y demás elementos metálicos. 5.

CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Se presenta a continuación el diseño conceptual inicial para la línea Tintaya-Azángaro 220 kV. Se presenta las rutas óptimas desde el punto de vista técnico-económico y teniendo en cuenta las zonas de protección ambiental, los rastros arqueológicos y las líneas existentes. 5.1

UBICACIÓN DEL RECORRIDO DE LAS LÍNEAS

Las zonas de influencia del proyecto corresponden a las presentes en la siguiente Tabla 11. Tabla 11: Zonas de influencia de las líneas. LÍNEA DE TRANSMISIÓN Tintaya-Azángaro 220 kV

PROVINCIA Tintaya



DEPARTAMENTO Cuzco


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MEMORIA DESCRIPTIVA PARÁMETRO Tipo de puesta a tierra Numero de circuitos Numero de cables de guarda Longitud de la línea Altura mínima sobre el nivel del mar Altura máxima sobre el nivel del mar Intensidad de campo eléctrico limite (Según artículo 3.1.6.4 del PR20) Densidad de flujo magnético limite (Según artículo 3.1.6.5 del PR20) Tasa de falla por falla de blindaje Tasa de fallas totales por descargas d escargas atmosféricas

5.4

UNIDAD

VALOR

Tipo Un Un km m.s.n.m m.s.n.m

Solido 1 2 128 3910 4370

kV/m

4,2

µT

83,3

Fallas/100km/año

< 0.01

Fallas/100km/año

<2

TRAZO DE RUTA

El trazo de ruta para la línea de transmisión perteneciente al proyecto se puede apreciar en la referencia [8]. referencia [8]. En la Tabla 13 se encuentran consignados los vértices de cada trazado de línea referenciados al sistema de coordenadas UTM WGS 84 – 19 Sur. Vale la pena aclarar que dichos trazados pueden variar durante la ingeniería básica al


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MEMORIA DESCRIPTIVA

VÉRTICE V13 V14 V15 V16 V17 V18 V19 V20 V21 V22 V23 V24 V25 V26 V27 V28

COORDENADA Este (m) 284774 289418 299362 298104 294822 300860 301515 302216 303130 304616 307332 310985 313807 320233 326055 327911

COORDENADA Norte (m) 8342613 8343561 8346166 8345840 8344481 8346305 8346446 8346829 8347001 8346894 8347944 8349578 8350782 8351258 8350820 8350572

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MEMORIA DESCRIPTIVA 5.5

CÁLCULOS ELÉCTRICOS

5.5.1 Conductor Para los conductores preseleccionados en cada línea de transmisión se realizaron los cálculos de campo eléctrico, campo magnético, gradiente de inicio corona, gradiente en la superficie del conductor y capacidad de transporte a 90°C y 75°C, esto con el fin de validar dicho conductor en las condiciones propias del proyecto. La metodóloga de cálculo utilizada fue la presente en el libro “ Transmission Line Reference Book 200 kV and Above. Second edition” del Electrical Power Research Institute (EPRI) y en la norma IEEE Std. 738-2006, bajo las condiciones ambientales presentes en la norma CNE Suministro 2011 y de los datos suministrados por el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú (SENAMHI) los cuales deberán ser validados en la etapa de ingeniería básica. Los datos obtenidos se presentan en la Tabla 14 y de manera más amplia en los anexos 1 y 2. 5.5.2 Coordinación de aislamiento Los análisis de coordinación de aislamiento fueron realizados bajo las metodologías de las normas IEC 60815 (Para la selección del aislamiento por contaminación), IEC 60071-1, IEC60071-2, CIGRE TECHNICAL BROCHURE No 72 (Para la definición de las distancias Fase –Tierra y Fase – Fase) y CIGRE TECHNICAL BROCHUE No 348 (Para el cálculo de


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MEMORIA DESCRIPTIVA estructuras se desarrolló en base a la metodología del CIGRE TECHNICAL BROCHURE No 348, teniendo en cuenta las diferentes alturas sobre el nivel del mar de cada línea y una presión de viento de 290 Pa, según lo requerido por el CODIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD – SUMINISTRO 2011. Para la línea proyectada se contará con estructuras circuito sencillo tipo (de suspensión), y tipo B y C (de anclaje) las cuales se muestran en la referencia [7], [7], y dos estructuras tipo pórtico a los extremos de la línea para su ingreso a las subestaciones. 5.7

COMPONENTES

Posterior al análisis conceptual realizado, los componentes de cada línea de transmisión del proyecto son los mostrados en la Tabla la Tabla 14. Tabla 14: Componentes línea Nueva Tintaya – Nueva Azángaro 220 kV. 3000 m.s.n.m < ALTURA < 4000 m.s.n.m PAR PAR METRO METRO UNIDA UNIDAD D VALO VALOR R Conductor ACSR 700 kcmil Número de conductores por fase Un 2 Cable de guarda guarda No 1 Acero EHS 70 mm Cable de guarda No 2 OPGW 24 Fibras 108 mm 2 Aislador Tipo FOG Distancia de fuga por aislador mm 432


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MEMORIA DESCRIPTIVA

Estructuras

Puesta a tierra

Tipo

Reticuladas de acero galvanizado

Componentes

Contrapesos, Jabalinas, Anillo Equipotencializador, Soldadura exotérmica, Cemento conductivo (En caso de ser necesario)

4000 m.s.n.m > ALTURA PAR PAR METRO METRO UNIDA UNIDAD D Conductor Número de conductores por fase Un Cable de guarda guarda No 1 Cable de guarda No 2 Aislador Tipo Distancia de fuga por aislador mm Distancia de arco seco por aislador mm Resistencia electromecánica kN Cadena de aisladores Tipo Numero de aisladores por cadena de Un suspensión Numero de aisladores por cadena de Un

VALO VALOR R ACSR 700 kcmil 2 Acero EHS 70 mm OPGW 24 Fibras 108 mm FOG 432 146 160 “I” 21 22


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MEMORIA DESCRIPTIVA

Tasa de fallas totales

Fallas/100km/año

Herrajes y Accesorios

Material

Estructuras

Puesta a tierra

Tipo

Componentes

0,58 (Con una resistencia de puesta a tierra de máximo 20 Ω) Acero galvanizado, Acero forjado, Aleación de aluminio Reticuladas de acero galvanizado Contrapesos, Jabalinas, Anillo Equipotencializador, Soldadura exotérmica, Cemento conductivo (En caso de ser necesario)

ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA AZÁNGARO Y SUBESTACIONES MEMORIA DESCRIPTIVA

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DOCUMENTOS GENERALES DE REFERENCIA

[1]

2720-00-EL-DW-001 – Diagrama unifilar general de conexiones del proyecto.

[2]

2720-00-EL-DW-002 – Localización del proyecto.

[3]

2720-00-AC-DW-003 – Subestación Azángaro 220 kV - Diagrama unifilar servicios auxiliares.

[4]

2720-00-AC-DW-006 – Subestación Tintaya 220 kV - Diagrama unifilar servicios auxiliares

[5]

2720-00-AC-DW-004 – Subestación Azangaro 220 kV - Arquitectura general sistema de control

[6]

2720-00-AC-DW-0072720-00-AC-DW -007- Subestación Tintaya 220 kV - Arquitectura general sistema de control

[7]

2720-00-EL-DW-0062720-00-EL-DW- 006- Línea de transmisión 220 kV Tintaya – Azángaro – Silueta típica de torres

[8]

2720-00-EL-DW-0052720-00-EL-DW- 005- Línea de transmisión 220 kV Tintaya – Azángaro – Trazo de


ANEXOS

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MEMORIA DESCRIPTIVA

ANEXO 1. ANALISIS ELECTROMAGNETICOS ELECTROMAGNETICOS DE LOS CONDUCTORES. CONDUCTORES.

ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA AZÁNGARO Y SUBESTACIONES MEMORIA DESCRIPTIVA LÍNEA 220 kV TINTAYA – AZÁNGARO DE 3000 A 4000 m.s.n.m. a) Campo Eléctrico

---- List of Conductors ---Phase Horizontal Height above Diameter Voltage Angle Coordinate Ground ID# (cm) 1A 13.99

(kV) (degree) X(m) 127.02

0.0

H(m)

4.75 15.7

1B 13.99

127.02 -120.0

-4.75 19.1

1C 13.99

127.02

4.75 22.5

120.0

2 0.91

0.00

0.0

4.75 25.0

3 0.91

0.00

0.0

-4.75

25.0

Electric Field and Space Potential are calculated at 32 points uniformly distributed along a straightline that starts at X = -16.0(m) and H = 1.0(m) and ends at X = 16.0(m) and H = 1.0(m). ---- Results ----

Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA AZÁNGARO Y SUBESTACIONES MEMORIA DESCRIPTIVA 17

1.00

1.00

1081.82 1069.29

18

2.00

1.00

1148.51 1136.50

19

3.00

1.00

1210.54 1199.16

20

4.00

1.00

1262.22 1251.54

21

5.00

1.00

1299.25 1289.31

22

6.00

1.00

1318.99 1309.81

23

7.00

1.00

1320.51 1312.10

24

8.00

1.00

1304.36 1296.73

25

9.00

1.00

1272.32 1265.45

26

10.00

1.00 1226.99 1220.84

27

11.00

1.00 1171.36 1165.91

28

12.00

1.00 1108.53 1103.73

29

13.00

1.00 1041.37 1037.17

30

14.00

1.00

972.41

968.75

31

15.00

1.00

903.69

900.51

32

16.00

1.00

836.78

834.04

Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA AZÁNGARO Y SUBESTACIONES MEMORIA DESCRIPTIVA Phase Horizontal Height above Conductor Current Angle Coordinate Ground ID#

(A)

(degree) (degree) X(m)

H(m)

1 1594.80

0.0

4.75

15.70

2 1594.80

-120

-4.75

19.10

3 1594.80

120.0

4.75

22.50

4

0.00

0.0

4.75

25.00

5

0.00

0.0

-4.75

25.00

Magnetic Field are calculated at 32 points uniformly distributed along a straight line that starts at X = -16.0(m) and H = 1.0(m) and ends at X = 16.0(m) and H = 1.0(m). Results ---------------------------------------------------------------------- Magnetic Field ---Calculation Point(#) X(m)

Bmin H(m)

Bmax

(mG)

(mG)

Bresultant (mG)

Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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3.00

1.00

45.78

95.80

106.18

20

4.00

1.00

46.23

94.29

105.02

21

5.00

1.00

46.47

92.27

103.31

22

6.00

1.00

46.48

89.77

101.09

23

7.00

1.00

46.26

86.86

98.41

24

8.00

1.00

45.81

83.62

95.35

25

9.00

1.00

45.14

80.13

91.97

26

10.00

1.00

44.28

76.47

88.37

27

11.00

1.00

43.24

72.73

84.61

28

12.00

1.00

42.06

68.96

80.77

29

13.00

1.00

40.77

65.23

76.92

30

14.00

1.00

39.38

61.58

73.10

31

15.00

1.00

37.94

58.06

69.35

32

16.00

1.00

36.46

54.68

65.72

Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA AZÁNGARO Y SUBESTACIONES MEMORIA DESCRIPTIVA ID# (cm)

(kV) (degree) X(m)

1A 13.40

127.02

0.0

H(m)

5.25 15.7

1B 13.40

127.02 -120.0

-5.25 19.2

1C 13.40

127.02

5.25 22.7

120.0

2 0.91

0.00

0.0

5.25 25.7

3 0.91

0.00

0.0

-5.25

25.7

Electric Field and Space Potential are calculated at 32 points uniformly distributed along a straightline that starts at X = -16.0(m) and H = 1.0(m) and ends at X = 16.0(m) and H = 1.0(m).

---- Results ---Point X(m)

H(m) E(V/m)

Vsp(V) 0

-16.00

1.00

843.40

841.53

1

-15.00

1.00

875.10

872.92

2

-14.00

1.00

902.98

900.43

3

-13.00

1.00

925.91

922.93

Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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7.00

1.00

1343.70 1334.95

24

8.00

1.00

1336.82 1328.85

25

9.00

1.00

1312.63 1305.42

26

10.00

1.00 1273.47 1267.00

27

11.00

1.00 1222.30 1216.54

28

12.00

1.00 1162.26 1157.17

29

13.00

1.00 1096.42 1091.95

30

14.00

1.00 1027.52 1023.62

31

15.00

1.00

957.87

954.48

32

16.00

1.00

889.31

886.36

Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

2014-09-09


0.00

0.0

5.25

25.70

5

0.00

0.0

-5.25

25.70

Magnetic Field are calculated at 32 points uniformly distributed along a straight line that starts at X = -16.0(m) and H = 1.0(m) and ends at X = 16.0(m) and H = 1.0(m). Results ---------------------------------------------------------------------- Magnetic Field ---Calculation Point(#) X(m)

Bmin H(m)

Bmax

(mG)

(mG)

Bresultant (mG)

0 -16.00

1.00

22.99

59.51

63.80

1 -15.00

1.00

24.08

62.75

67.21

2 -14.00

1.00

25.21

66.10

70.75

3 -13.00

1.00

26.38

69.55

74.38

4 -12.00

1.00

27.58

73.07

78.10

5 -11.00

1.00

28.81

76.63

81.87

6 -10.00

1.00

30.07

80.19

85.65

7

1.00

31.35

83.72

89.40

-9.00

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11.00

1.00

44.63

80.03

91.63

28

12.00

1.00

43.57

75.99

87.59

29

13.00

1.00

42.38

71.96

83.51

30

14.00

1.00

41.06

68.01

79.45

31

15.00

1.00

39.67

64.18

75.45

32

16.00

1.00

38.21

60.50

71.56

Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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MEMORIA DESCRIPTIVA LÍNEA 220 kV - TINTAYA – AZÁNGARO DE 3000 A 4000 m.s.n.m. IEEE Std. 738-2006 method of calculation Air temperature temperature is 4.81 4.81 (deg C) C) Wind speed is 0.61 (m/s) Angle between between wind wind and conductor conductor is 90 90 (deg) Conductor elevation above sea level is 4000 (m) Conductor bearing is 94 (deg) (user specified bearing, may not be value producing maximum solar heating) Sun time is 12 hours (solar altitude is 90 deg. and solar azimuth is 180 deg.) Conductor latitude is -9.9 (deg) Atmosphere Atmosphere is CLEAR CLEAR Day of year is 289 (corresponds to octubre 16 in year 2014) (day of the year with most solar heating) Conductor description: 700 kcmil 37/0 Strands 700 AAAC - Adapted from 1970 ’s Publicly


DE 4000 A 4500 m.s.n.m.

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Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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MEMORIA DESCRIPTIVA Solar heat input is 16.393 (Watt/m) (corresponds to Global Solar Radiation of 1340.900 (Watt/m^2) - which was calculated) Radiation cooling is 25.423 (Watt/m) Convective cooling is 84.643 (Watt/m)

Given a maximum conductor temperature of 90.0 (deg C), The steady-state thermal rating is 887.5 amperes


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MEMORIA DESCRIPTIVA

ANEXO 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

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MEMORIA DESCRIPTIVA

LÍNEA 220 kV - TINTAYA – AZÁNGARO DE 3000 A 4000 m.s.n.m. Distancias entre conductor-torre y ángulo de oscilación de la cadena de aisladores Viento corregido [m/s] Frecuencia Industrial Frente Rápido – Tipo Rayo

Ángulos Promedio [º] Máximo [º]

Distancias Dpe [m]

27.52

26.84

31.18

0.964

13.76

7.21

9.74

2.841

Distancias entre conductor-conductor y ángulo de oscilación de los conductores a mitad del vano Viento corregido [m/s] Frecuencia

Promedio [º]

Ángulos Mínimo [º]

Máximo [º]

Distancias Dpp [m]


Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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MEMORIA DESCRIPTIVA Distancias entre conductor-conductor y ángulo de oscilación de los conductores a mitad del vano

Frecuencia Industrial Frente Rápido – Tipo Rayo

Promedio [º]

Ángulos Mínimo [º]

Máximo [º]

Distancias Dpp [m]

28.25

27.91

23.55

32.27

1.299

14.12

7.54

4.93

10.15

3.46

Viento corregido [m/s]


Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

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Doc.: 2720-00-EL-GL-001 Rev. No.: 1

MEMORIA DESCRIPTIVA LÍNEA 220 kV - TINTAYA – AZÁNGARO DE 3000 A 4000 m.s.n.m.

DE 4000 A 4500 m.s.n.m.

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ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV TINTAYA – AZÁNGARO Y SUBESTACIONES PRESUPUESTO DOCUMENTO: 2720-00-EL-BM-001 REVISIÓN No. 1 Modificaciones

Revisión

Fecha

0

Emisión Inicial

02/09/2014

1

Emisión Final

09/09/2014

Título del documento:

Documento No.: 2720-00-EL-BM-001

PRESUPUESTO

Versión: 1

Equipo Gestor:

Revisado y aprobado por:

Fecha: 2014-02-09

HMV Ingenieros Ltda.

COES-SINAC

Página: 2

Item 1.0

2.0

3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0

Descripción SUBESTACIONES Suministros subestaciones Obras civiles y montaje subestaciones LINEAS DE TRANSMISIÓN Suministros líneas de transmisión Obras civiles y montaje líneas de transmisión TOTAL SUMINISTROS PROYECTO TOTAL OBRAS CIVILES Y MONTAJE PROYECTO GASTOS GENERALES Y UTILIDADES SUB TOTAL 1 ESTUDIOS E INGENIERÍA SUB TOTAL 2 GERENCIAMIENTO TOTAL USD

Precio Parcial USD 8 075 000,00 4 700 000,00 3 375 000,00 37 610 156,00 20 115 156,00 17 495 000,00 24 815 156,00 20 870 000,00 6 261 000,00 51 946 156,00 2 077 846,24 54 024 002,24 4 862 160,20 58 886 162,44



PRESUPUESTO

Equipo Gestor:


Fecha: 2014-02-09


COES-SINAC

Página: 3

Item 1.0 1.1 1.1.1 1.1.1.1 1.1.2 1.1.2.1 1.2 1.2.1 1.2.1.1 1.2.1.2 1.2.1.3 1.2.2 1.2.2.1

Versión: 1

Descripción

Unidad

Cantidad

Costo Unitario USD

SUBESTACIONES SUBESTACIÓN TINTAYA 220 kV Su Suministros Celda de transformación, línea o acople para configuración doble barra con seccionador de transferencia 220 kV

1 800 000,00 1 050 000,00 Glb

1

1 050 000,00

SUBESTACIÓN AZÁNGARO 220 kV Suministros Celda de línea o acople para configuración dob le barra con seccionador de transferencia 220 kV Celda de transformación para configuración doble barra con seccionador de transferencia 220 kV Equipos complementarios para implementación de celda de línea de simple barra a doble barra con seccionador de transferencia 220 kV Obras civiles y montaje Celda de línea o acople para configuración dob le barra con seccionador de transferencia 220 kV

1 050 000,00 750 000,00

Obras civiles y montaje Celda de transformación, línea o acople para configuración doble barra con seccionador de transferencia 220 kV

Precio Parcial USD

Glb

1

750 000,00

750 000,00 6 275 000,00 3 650 000,00

Glb

2

1 050 000,00

2 100 000,00

Glb

1

1 050 000,00

1 050 000,00

Glb

1

500 000,00

500 000,00 2 625 000,00

Glb

2

750 000,00

1 500 000,00



PRESUPUESTO

Item 2.0 2.1 2.1.1 2.1. 2.1.1. 1.1 1 2.1.1.1.1 2.1.1.1.2 2.1.1.1.3 2.1.1.1.4 2.1.1.1.5 2.1.1.2 2.1. 2.1.1. 1.3 3 2.1.2 2.1. 2.1.2. 2.1 1 2.1.2.1.1 2.1.2.1.2 2.1.2.1.3 21214

Versión: 1

Equipo Gestor:


Fecha: 2014-02-09


COES-SINAC

Página: 4

Descripción

Unidad

Cantidad

Costo Unitario USD

Precio Parcial USD

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Línea de transmisión en 220 kV Tintaya – Azángaro

Tramo entre 3000 y 4000 msnm Sum Suminis inistr tros os Torres Conductores Cable de guarda Cadenas de aisladores Sistema puesta a tierra Montaj taje Obra Obrass civi civile less Tramo mayor a 4000 msnm Sum Suminis inistr tros os Torres Conductores Cable de guarda Cadenas de aisladores

km kg km km Unid. Unid. km Unid.

68,0 2 223 000 428 136 819 195 68,00 195,00

2,80 5 500,00 2 500,00 1 100,00 2 000,00 65 000,00 25 000,00

km kg km km Unid

60,0 2 254 920 378 120 722

2,80 5 500,00 2 500,00 1 200 00

19 506 500,00 10 211 500,00 6 224 400,00 2 356 200,00 340 000,00 900 900,00 390 000,00 4 420 000,00 4 875 000,00 18 103 656,00 9 903 656,00 6 313 776,00 2 079 000,00 300 000,00 866 880 00

Id

ED T 0

0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

1 1.1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 3 3.1 3.2 4 4.1 4.2 5 5.1 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 6 6.1 6.1.1 6.1.2 6.1.3 6.1.4 6.2 6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.2.4 7

Nombre de tarea

Duración

ANTEPROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV TINTAYA - AZÁNGARO PREVIO A LA OBRA Proceso de licitación ACTIVIDADES PRELIMINARES Estudio de Pre-Operatividad Estudio de Impacto Ambiental Gestión CIRA Concesión Definitiva Servidumbre ESTUDIO DEFINITIVO Líneas de transmisión Subestaciones INGENIERÍA DE DETALLE Líneas de transmisión Subestaciones LÍNEAS DE TRANSMISIÓN LT 220 kV Tintaya - Azángaro Suministros Obras civiles Montaje electromecánico Pruebas SUBESTACIONES Ampliación subestación Ti Tintaya 220 kV kV Suministros Obras civiles Montaje electromecánico Pruebas Ampliación subestación Azángaro 220 kV Suministros Obras civiles Montaje electromecánico Pruebas PUESTA EN SERVICIO

Proyecto: Anteproyecto Línea de Transmisión 220 kV Tintaya-Azángaro Fecha: 04/09/14

Comienzo

Fin

014 ago

3 3 m es eses 15/ 09 09/ 14 14

29/ 07 07/ 16 16

7 meses 7 meses 13 meses 4 meses 8 meses 8 meses 1 mes 7 meses 4 meses 4 meses 4 meses 5 meses 4 meses 5 meses 19 meses 19 meses 10 meses 6 meses 8 meses 1 mes 15 meses 15 meses 10 meses 6 meses 4 meses 1 mes 15 meses 10 meses 6 meses 4 meses 1 mes 1 mes

06/02/15 06/02/15 24/11/15 21/05/15 03/11/15 03/11/15 24/11/15 13/10/15 30/04/15 30/04/15 30/04/15 12/08/15 22/07/15 12/08/15 08/07/16 08/07/16 04/01/16 04/01/16 18/06/16 08/07/16 16/04/16 16/04/16 04/01/16 04/01/16 26/03/16 16/04/16 16/04/16 04/01/16 04/01/16 26/03/16 16/04/16 29/07/16

15/09/14 15/09/14 27/02/15 27/02/15 21/05/15 21/05/15 03/11/15 21/05/15 06/02/15 06/02/15 06/02/15 30/04/15 30/04/15 30/04/15 11/06/15 11/06/15 11/06/15 02/09/15 04/01/16 18/06/16 11/06/15 11/06/15 11/06/15 02/09/15 04/01/16 28/03/16 11/06/15 11/06/15 02/09/15 04/01/16 28/03/16 08/07/16

sep

tri 4, 2014 oct nov

dic

tri 1, 2015 tri 2, 2015 tri 3, 2015 ene feb mar abr may jun jul ago

sep

tri 4, 2015 oct nov

Tarea

Tareas externas

Tarea manual

Sólo fin

División

Hito externo

Sólo duración

Fecha límite

dic

Hito

Tarea inactiva

Informe de resumen manual

Tareas críticas

Resumen

Hito inactivo

Resumen manual

División crítica

Resumen del proyecto

Resumen inactivo

Sólo el comienzo

Progreso

Página 1

tri 1, 2016 tri 2, 2016 tri 3, 2016 ene feb mar abr may jun jul ago

.

.

ANTEPROYECT O L NEA DE TR TRANSMISI N E 220 kV TINTAYA - AZ NGA NGARO Y SUB SUBES ESTA TACI CION ONES

SUB STACI N AZ NGARO 220 kV COORD RDIN INA ACI N DE AIS ISLA LAMIE MIENT NTO O OCUMENTO: 2720-00-EL-MC-001

ANTEPROYECTO ANTEPROYECTO L NEA DE TRANSMISIÓN TINTAYA-AZÁNGARO 220 kV COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

Doc.: 2720-00-EL-MC-001 2720-00-EL-MC-001 Rev. No.: 0

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TABLA DE CONTENIDO 1. 2. 3. 4. 5. 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 6.

OBJETIVO .................................................................................................................. 4 DEFINICIONES DEFINICIONES........................................................................................................... 4 CÁLCULO DE LA COORDINACIÓN COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO AISLAMIENTO............................................. 7 DEFINICIÓN DE LOS DESCARGADORES DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES SOBRETENSIONES......................... 7 COORDINACIÓN COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO AISLAMIENTO PARA EQUIPOS A 220 kV............................. 10 DETERMINACIÓN DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES REPRESENTATIVAS REPRESENTATIVAS (Urp) ..................... 10 DETERMINACIÓN DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE COORDINACIÓN COORDINACIÓN (Ucw)..................... 12 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS REQUERIDAS (Urw) ................................................................................................. 13 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ............... 15 SELECCIÓN DE LOS VALORES DE SOPORTABILIDAD ........................................ 17 AISLAMIENTO AISLAMIENTO NORMALIZADO NORMALIZADO A SELECCIONAR SELECCIONAR .................................................. 18 REFERENCIAS REFERENCIAS ......................................................................................................... 19



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ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Capacidad de absorción de energía ....................................................................... 10 Tabla 2. Sobretensiones temporales .................................................................................... 12 Tabla 3. Sobretensiones de frente lento............................................................................... 12 Tabla 4. Valores de Ka para aislamiento externo ................................................................. 14 Tabla 5. Tensiones T ensiones de soportabilidad requeridas (Urw) ....................................................... 15 Tabla 6. Factores de conversión de soportabilidad de corta duración .................................. 16 Tabla 7. Tensión T ensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial ....................... 16 Tabla 8. Factores de conversión de soportabilidad al impulso atmosférico .......................... 16 Tabla 9. Tensión T ensión de soportabilidad al impulso atmosférico .................................................. .................................................. 17 Tabla 10. Valores de tensión de soportabilidad normalizados .............................................. 17



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1. OBJETIVO Determinar los niveles de aislamiento de los equipos a ser instalados en la ampliación de la subestación Azángaro 220 kV. 2. DEFINICIONES Coordinación de aislamiento: Es la selección de la rigidez dieléctrica de un equipo en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo operará, considerando las condiciones de servicio y las características de los equipos de protección contra sobretensiones disponibles. Aislamiento externo: Son las superficies en contacto con aire del aislamiento sólido del equipo, que están sujetas a los esfuerzos dieléctricos, a los efectos atmosféricos y otras condiciones externas, tales como contaminación, humedad, etc. Aislamiento interno: Son las partes internas sólidas, líquidas o gaseosas del aislamiento del equipo, las cuales están protegidas de los efectos atmosféricos y otras condiciones externas.



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valor adecuado de tensión asumido para designar designar o Tensión asignada del sistema: Un valor identificar un sistema. Tensión máxima del sistema (U s): Es la máxima tensión de operacin que se puede presentar durante operación normal en cualquier momento y en cualquier punto del sistema. Tensión más alta para el equipo (U m): El valor r.m.s. más alto de la tensión fase-fase para la cual el equipo está diseñado con respecto a su aislamiento, así como para otras características que se relacionan con esta tensión ten sión en las especificaciones de los equipos. Factor de falla a tierra: En un punto dado de un sistema trifásico, y para una configuración dada, es la relación entre el valor r.m.s más alto de la tensión fase-tierra a frecuencia industrial en una fase sana durante una falla a tierra que afecta una o más fases en cualquier punto del sistema y la tensión a frecuencia industrial fase-tierra obtenida en el punto dado en la ausencia de cualquier falla. Sobretensión: Cualquier tensión entre un conductor de fase y tierra o entre conductores de fase cuyo valor pico exceda el correspondiente valor pico de la tensión más alta del equipo. Clasificación de tensiones y sobretensiones: De acuerdo con su forma y duración, las



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Formas de tensión normalizadas: Las siguientes formas de tensión están normalizadas: − Tensión normalizada de corta duración a frecuencia industrial: tensión senoidal con frecuencia entre 48 Hz y 62 Hz y duración de 60 s.

normalizado: impulso de tensión que tiene un tiempo de pico de − Impulso de maniobra normalizado: impulso 250 µs y un tiempo de mitad de onda de 2500 µs. normalizado: impulso de tensión que tiene un tiempo de frente de − Impulso atmosférico normalizado: impulso 1,2 µs y un tiempo de mitad de onda de 50 µs. Sobretensiones representativas (U rp): Son las sobretensiones asumidas que producen el mismo efecto dieléctrico en el aislamiento que las sobretensiones de una clase dada ocurridas en servicio y debidas a diferentes orígenes. Son tensiones con la forma de onda normalizada para cada clase y pueden ser definidas por un valor o un conjunto de valores o una distribución de frecuencias de valores que caracteriza las condiciones de servicio. Nivel de protección al impulso atmosférico (o maniobra): Es el valor pico de la tensión máxima permisible en los terminales de un equipo de protección sujeto a impulsos atmosféricos (o de maniobra) bajo condiciones específicas.



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Factor de corrección atmosférico (K a): Es el factor que debe ser aplicado a la tensión de coordinación soportada para tener en cuenta la diferencia entre las condiciones atmosféricas promedio en servicio y las condiciones atmosféricas normalizadas. Éste aplica a aislamiento externo únicamente. Factor de seguridad (K s): Es el factor total que debe ser aplicado a la tensión de coordinación soportada, después de la aplicación del factor de corrección atmosférico (si se requiere), para obtener la tensión de soportabilidad requerida, para tener en cuenta todas las otras diferencias entre las condiciones en servicio y las del ensayo de soportabilidad normalizado. Tensión de soportabilidad normalizada (U w): Es el valor normalizado de la tensión de prueba aplicada en un ensayo de soportabilidad normalizado. Este es el valor asignado del aislamiento y prueba que el aislamiento cumple con una o más tensiones de soportabilidad requeridas. 3. CÁLCULO DE LA COORDINACIÓN COORDINACIÓ N DE AISLAMIENTO Para el cálculo y resultados correspondientes a la coordinación del aislamiento se siguieron las recomendaciones y la metodología de la referencia [1], considerando el nivel de tensión



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Um corresponde corresponde a la máxima tensión del equipo.

− Sobretensión temporal, TOV. TOV = Ke ⋅

Um 3

Ke es

el factor de tierra, el cual, en términos generales, es igual a 1,4 para sistemas sólidamente puestos a tierra, y 1,73 para sistemas con neutro aislado. − La tensión nominal del descargador de sobretensiones, R , es el mayor valor entre Ur1 y Ur2 . Ur 1 =

COV Ko

Ko

es el factor de diseño del descargador de sobretensiones, el cual varía según el fabricante. Un valor típico es 0,8. Ur 2

Kt es

=

TOV Ktov

la capacidad del descargador y depende del tiempo de duración de la sobretensión temporal. Así, para un segundo, Kt = 1,15 ; para 10 segundos, Kt = 1,06 y para dos horas, Kt = 0,95 (valores (valores aproximados). Aplicando este procedimiento, se obtienen las tensiones nominales y de operación continua



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Pararrayos en 220 kV: Tensión nominal asignada: Ur = 198 kV Tensión continua de operación: Uc = 158 kV Nivel de protección al impulso de maniobra: Ups = 413 kVp Nivel de protección al impulso atmosférico: Upl = 513 kVp Capacidad de absorción de energía: 9,2 kJ/kVUr Con los niveles de protección del pararrayos, la energía a ser absorbida por el pararrayos se puede estimar de acuerdo a las siguientes fórmulas establecidas en la referencia [2]: Por cierre y recierre de líneas: W = 2Ups(Ue − Ups)

L Z * C

W = 2*413*(480,1-413)*(120/(325*300000)) = 68,2 kJ

Por descarga de rayo: W = [2Uf − NUpl(1 + ln(2Uf / Upl))]

Upl.Tl Z



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Tabla 1. Capacidad de absorción de energía Tensión nominal de pararrayos [kV] 198 Capacidad de absorción de energía W [kJ] 1940 Calculada según referencia [2]: Cierre y recierre de líneas [kJ] 68,2 Descarga de rayo [kJ] 1293,5 De acuerdo a lo indicado en la tabla anterior, se comprueba que la capacidad de absorción de energía del pararrayos cumple con los valores de absorción de energía requeridos. 5. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO PARA EQUIPOS A 220 kV Para estos equipos se tiene una tensión máxima de operación Us = 245 kV, lo cual corresponde a una tensión continua de operación de 141,4 kV fase − tierra (200 kVp). 5.1 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp) 5.1.1 Sobretensión Sobretensió n temporal




línea: − Sobretensiones que afectan a los equipos en la entrada de línea:

(1)

Fase – tierra

3,5 p.u.(1) × 200 kVp =

Uet = 700 kV

Fase – fase

5,2 p.u.(1) × 200 kVp =

Upt = 1039 kV

Valores calculados a partir de Ue2 = 3 p.u. fase - tierra y Up2 = 4,5 p.u. fase – fase, que corresponden a sobretensiones del 98% obtenidas de simulaciones estadísticas de maniobras. Las sobretensiones se presentan en p.u con una tensión base igual la máxima tensión fase-tierra, tal como lo recomienda la referencia [1].

− Sobretensiones que afectan a todos los equipos:

(2)

Fase – tierra

2,13 p.u.(2) × 200 kVp =

Uet = 425 kV

Fase – fase

3,20 p.u.(2) × 200 kVp =

Upt = 639 kV

Valores calculados a partir de Ue2 = 1,9 p.u. fase - tierra y Up2 = 2,9 p.u. fase – fase, que corresponden a sobretensiones del 98% obtenidas de simulaciones estadísticas de maniobras. Las sobretensiones se presentan en p.u con una tensión base igual la máxima tensión fase-tierra, tal como lo recomienda la referencia [1].

entrada de (energización desde extremo remoto) − Pararrayos en la entrada Para controlar las sobretensiones severas que puedan proceder de la reenergización en el




5.2 DETERMINACIÓN DE LAS LAS TENSIONES DE COORDINACIÓN (Ucw) 5.2.1 Sobretensiones Sobretensio nes temporales Tabla 2. Sobretensiones temporales Ucw= kc × Urp Fase – tierra: Fase – fase:

kc = 1,0(3) kc = 1,0(3)

Ucw = 212 kV Ucw = 343 kV

(3)

Con el método determinístico la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión temporal representativa, por lo que el factor de coordinación k = 1,0 (cláusula 3.3.1 de la referencia [1]).

5.2.2 Sobretensiones Sobretensio nes de frente lento (originadas por maniobras) El factor de coordinación determinístico (Kcd) se determina a partir de la Figura 6 de la referencia [1]. Tabla 3. Sobretensiones de frente lento Relación

Kcd




5.2.3 Sobretensiones Sobretensio nes de frente rápido (de origen atmosférico) Para obtener resultados conservativos se han considerado los siguientes parámetros: Nivel de protección al rayo del descargador (U pl) =

513 kVp

Factor para líneas de transmisión de dos conductores por fase, según Tabla F.2 de la referencia [1], (A) =

7000 kV

Cantidad mínima de líneas conectadas a la subestación (n)

2

Distancia de descargadores al último equipo, (L) = Aislamiento externo:

95 m

Aislamiento interno:

30 m

Vano típico de línea (Lsp) =

300 m

Tasa de fallas aceptable de equipos de subestación (Ra)

1 en 100 años

Índice de falla en el primer kilómetro de la línea (Rkm)

1 fallas por 100 km.año

Longitud equivalente de línea con tasa de falla Ra (La):

1000 m

Aplicando la formulación recomendada en la referencia [1]:

ANTEPROYECTO ANTEPROYECTO L NEA DE TRANSMISIÓN TINTAYA-AZÁNGARO 220 kV COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Aislamiento interno: Aislamiento externo:



Ks = 1,15. Ks = 1,05.

5.3.2 Factor de corrección por altura (Ka) La referencia [1], en el numeral 4.2, presenta la siguiente fórmula para la determinación del factor de corrección por altitud. Esta norma advierte que las curvas que presenta para determinar el factor m, basadas en la recomendación r ecomendación de la norma IEC 60060-1, son obtenidas de medidas experimentales realizadas para alturas hasta de 2000 m. K a

=e

m

 H       8150 

La subestación tiene una altura sobre el nivel del mar de 3860 m. La corrección es necesaria para todas las instalaciones, aún para las ubicadas por debajo de 1000 m.s.n.m, para las cuales la corrección debe hacerse para esta altura de referencia. El valor de m, de acuerdo con la referencia [1], se calcula de la siguiente manera: − Para soportabilidad a frecuencia industrial de corta duración: m = 1,00 (Numeral 4.2.2 de la referencia [1]).




5.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas Los valores de tensiones de soportabilidad obtenidos después de ser considerada la corrección por altura son: Aislamiento externo: Aislamiento interno:

Urw= Ucw x Ks x Ka. Urw= Ucw x Ks.

Con Ucw obtenido en 5.2.1, 5.2.2 y 5.2.3. Aplicando los factores de seguridad, se obtienen los siguientes resultados, los cuales se indican en la Tabla 5. Tabla 5. Tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) Ucw (kV) Aislamiento

Soportabilidad a frecuencia industrial Fase-tierra (sobretensiones temporales) Fase-fase

Aislam. externo 212 343

Aislam. interno 212 343

Urw (kV) 3860 m.s.n.m Aislam. externo 358 579





5.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW) A continuación, en la siguiente tabla, se indican los factores de conversión dados por la referencia [1]: Tabla 6. Factores de conversión de soportabilidad de corta duración Aislamiento SDW Externo - Fase-tierra 0,6+Urw / 8 500 - Fase-fase 0,6+Urw / 12 700 Interno - Aislamiento inmerso en líquido 0,5 - Aislamiento sólido 0,5 Los valores obtenidos son los siguientes: Tabla 7. Tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial Aislamiento

Tensión

Equipo

S (kV)


Doc.: 2720-00-EL-MC-001 2720-00-EL-MC-001 Fecha: 2014-08-07 Página: 17 de de 19

Rev. No.: 0

Los valores obtenidos son los siguientes: Tabla 9. Tensión de soportabilidad al impulso atmosférico Aislamiento

Tensión

Equipo

LIW (kV)

Interno

Fase-tierra Fase-fase

Otros Otros Entrada Otros Entrada Otros

534 809 879 811 1679 1261

Fase-tierra Externo Fase-fase

5.5 SELECCIÓN DE LOS VALORES VALORES DE SOPORTABILIDAD SOPORTABILID AD A continuación se presentan los valores de soportabilidad requerida para los equipos de 220 kV. Tabla 10. Valores de tensión de soportabilidad normalizados Aislamiento externo

Aislamiento




5.6 AISLAMIENTO NORMALIZADO A SELECCIONAR Para los niveles de tensión en el Rango I, los valores que definen el aislamiento fase – tierra y fase - fase son las soportabilidades requeridas a la onda de corta duración de frecuencia industrial y al impulso atmosférico. 5.6.1 Aislamiento Aislamient o externo El valor de soportabilidad requerido a frecuencia industrial corresponde a 579 kV fase - fase y la requerida para impulso atmosférico corresponde a 1297 kVp fase-tierra. Este requerimiento exige una soportabilidad al impulso atmosférico de 1300 kVp (Rango II) y tiene asociado una soportabilidad al impulso de maniobra de 950 kV fase-tierra y 1425 kV fase - fase (Tabla 3 de la referencia [1]). El cálculo nos indica un valor de soportabilidad normalizada a impulsos de maniobra es de 1425 kV fase – fase, el cual es superior al valor asociado de soportabilidad requerido al impulso de maniobra 1394 kVp. Por lo tanto el valor de aislamiento externo seleccionado es: - Tensión soportada normalizada a impulsos tipo rayo, 1300 kVp.




En el rango I, la soportabilidad a la onda de corta duración a frecuencia industrial o al impulso atmosférico debe cubrir la soportabilidad requerida al impulso tipo maniobra. Para verificar esto, se ha calculado la soportabilidad convertida a partir de la soportabilidad requerida al impulso de maniobra y se ha procedido a realizar la verificación a través de la soportabilidad al impulso atmosférico. Obsérvese que tanto el requerimiento fase – fase como el fase – tierra quedan cubiertos por el nivel de aislamiento normalizado antes seleccionado. 6. REFERENCIAS [1]. IEC 60071-1 Insulation co-ordination - Part 1: Definitions, principles and rules [2]. IEC 60071-2 Insulation co-ordination - Part 2: Application guide g uide [3]. IEC 62271-1 High-voltage switchgear and controlgear - Part 1: Common specifications [4]. 2720-00-EL-DW-003 Subestación Azángaro 220 kV – Disposición física Planta y cortes. [5]. TRIDELTA. Metal Oxide Surge Arrester. Type series SB 150/20.4-II to SB 468/20.4-II.

.

.



.





.

GPS

Switch

Switch

A

A

Switch

1

Switch

2

.

Switch

Switch

1

2

.

.

.



.





   CIMENTACIONES DE EQUIPOS ESCALA1:250

ESCALA1:250

ANTEPROYECT O L NEA DE TR TRANSMISI N E 220 kV TINTAYA - AZ NGA NGARO Y SUB SUBES ESTA TACI CION ONES

SU ES ESTA TACI CI N TIN TINTA TAYA YA 220 220 kV kV COORD RDIN INA ACI N DE AIS ISLA LAMIE MIENT NTO O OCUMENTO: 2720-00-EL-MC-002



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TABLA DE CONTENIDO 1. 2. 3. 4. 5. 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 6.

OBJETIVO .................................................................................................................. 4 DEFINICIONES DEFINICIONES........................................................................................................... 4 CÁLCULO DE LA COORDINACIÓN COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO AISLAMIENTO............................................. 7 DEFINICIÓN DE LOS DESCARGADORES DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES SOBRETENSIONES......................... 7 COORDINACIÓN COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO AISLAMIENTO PARA EQUIPOS A 220 kV............................. 10 DETERMINACIÓN DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES REPRESENTATIVAS REPRESENTATIVAS (Urp) ..................... 10 DETERMINACIÓN DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE COORDINACIÓN COORDINACIÓN (Ucw)..................... 12 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS REQUERIDAS (Urw) ................................................................................................. 13 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ............... 15 SELECCIÓN DE LOS VALORES DE SOPORTABILIDAD ........................................ 17 AISLAMIENTO AISLAMIENTO NORMALIZADO NORMALIZADO A SELECCIONAR SELECCIONAR .................................................. 18 REFERENCIAS REFERENCIAS ......................................................................................................... 19



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ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Capacidad de absorción de energía ....................................................................... 10 Tabla 2. Sobretensiones temporales .................................................................................... 12 Tabla 3. Sobretensiones de frente lento............................................................................... 12 Tabla 4. Valores de Ka para aislamiento externo ................................................................. 14 Tabla 5. Tensiones T ensiones de soportabilidad requeridas (Urw) ....................................................... 15 Tabla 6. Factores de conversión de soportabilidad de corta duración .................................. 16 Tabla 7. Tensión T ensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial ....................... 16 Tabla 8. Factores de conversión de soportabilidad al impulso atmosférico .......................... 16 Tabla 9. Tensión T ensión de soportabilidad al impulso atmosférico .................................................. .................................................. 17 Tabla 10. Valores de tensión de soportabilidad normalizados .............................................. 17



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1. OBJETIVO Determinar los niveles de aislamiento de los equipos a ser instalados en la ampliación de la subestación Tintaya 220 kV. 2. DEFINICIONES Coordinación de aislamiento: Es la selección de la rigidez dieléctrica de un equipo en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo operará, considerando las condiciones de servicio y las características de los equipos de protección contra sobretensiones disponibles. Aislamiento externo: Son las superficies en contacto con aire del aislamiento sólido del equipo, que están sujetas a los esfuerzos dieléctricos, a los efectos atmosféricos y otras condiciones externas, tales como contaminación, humedad, etc. Aislamiento interno: Son las partes internas sólidas, líquidas o gaseosas del aislamiento del equipo, las cuales están protegidas de los efectos atmosféricos y otras condiciones externas.



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valor adecuado de tensión asumido para designar designar o Tensión asignada del sistema: Un valor identificar un sistema. Tensión máxima del sistema (U s): Es la máxima tensión de operacin que se puede presentar durante operación normal en cualquier momento y en cualquier punto del sistema. Tensión más alta para el equipo (U m): El valor r.m.s. más alto de la tensión fase-fase para la cual el equipo está diseñado con respecto a su aislamiento, así como para otras características que se relacionan con esta tensión ten sión en las especificaciones de los equipos. Factor de falla a tierra: En un punto dado de un sistema trifásico, y para una configuración dada, es la relación entre el valor r.m.s más alto de la tensión fase-tierra a frecuencia industrial en una fase sana durante una falla a tierra que afecta una o más fases en cualquier punto del sistema y la tensión a frecuencia industrial fase-tierra obtenida en el punto dado en la ausencia de cualquier falla. Sobretensión: Cualquier tensión entre un conductor de fase y tierra o entre conductores de fase cuyo valor pico exceda el correspondiente valor pico de la tensión más alta del equipo. Clasificación de tensiones y sobretensiones: De acuerdo con su forma y duración, las



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Formas de tensión normalizadas: Las siguientes formas de tensión están normalizadas: − Tensión normalizada de corta duración a frecuencia industrial: tensión senoidal con frecuencia entre 48 Hz y 62 Hz y duración de 60 s.

normalizado: impulso de tensión que tiene un tiempo de pico de − Impulso de maniobra normalizado: impulso 250 µs y un tiempo de mitad de onda de 2500 µs. normalizado: impulso de tensión que tiene un tiempo de frente de − Impulso atmosférico normalizado: impulso 1,2 µs y un tiempo de mitad de onda de 50 µs. Sobretensiones representativas (U rp): Son las sobretensiones asumidas que producen el mismo efecto dieléctrico en el aislamiento que las sobretensiones de una clase dada ocurridas en servicio y debidas a diferentes orígenes. Son tensiones con la forma de onda normalizada para cada clase y pueden ser definidas por un valor o un conjunto de valores o una distribución de frecuencias de valores que caracteriza las condiciones de servicio. Nivel de protección al impulso atmosférico (o maniobra): Es el valor pico de la tensión máxima permisible en los terminales de un equipo de protección sujeto a impulsos atmosféricos (o de maniobra) bajo condiciones específicas.



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Factor de corrección atmosférico (K a): Es el factor que debe ser aplicado a la tensión de coordinación soportada para tener en cuenta la diferencia entre las condiciones atmosféricas promedio en servicio y las condiciones atmosféricas normalizadas. Éste aplica a aislamiento externo únicamente. Factor de seguridad (K s): Es el factor total que debe ser aplicado a la tensión de coordinación soportada, después de la aplicación del factor de corrección atmosférico (si se requiere), para obtener la tensión de soportabilidad requerida, para tener en cuenta todas las otras diferencias entre las condiciones en servicio y las del ensayo de soportabilidad normalizado. Tensión de soportabilidad normalizada (U w): Es el valor normalizado de la tensión de prueba aplicada en un ensayo de soportabilidad normalizado. Este es el valor asignado del aislamiento y prueba que el aislamiento cumple con una o más tensiones de soportabilidad requeridas. 3. CÁLCULO DE LA COORDINACIÓN COORDINACIÓ N DE AISLAMIENTO Para el cálculo y resultados correspondientes a la coordinación del aislamiento se siguieron las recomendaciones y la metodología de la referencia [1], considerando el nivel de tensión



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Um corresponde corresponde a la máxima tensión del equipo.

− Sobretensión temporal, TOV. TOV = Ke ⋅

Um 3

Ke es

el factor de tierra, el cual, en términos generales, es igual a 1,4 para sistemas sólidamente puestos a tierra, y 1,73 para sistemas con neutro aislado. − La tensión nominal del descargador de sobretensiones, R , es el mayor valor entre Ur1 y Ur2 . Ur 1 =

COV Ko

Ko

es el factor de diseño del descargador de sobretensiones, el cual varía según el fabricante. Un valor típico es 0,8. Ur 2 =

Kt es

TOV Ktov

la capacidad del descargador y depende del tiempo de duración de la sobretensión temporal. Así, para un segundo, Kt = 1,15 ; para 10 segundos, Kt = 1,06 y para dos horas, Kt = 0,95 (valores (valores aproximados). Aplicando este procedimiento, se obtienen las tensiones nominales y de operación continua



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Pararrayos en 220 kV: Tensión nominal asignada: Ur = 198 kV Tensión continua de operación: Uc = 158 kV Nivel de protección al impulso de maniobra: Ups = 413 kVp Nivel de protección al impulso atmosférico: Upl = 513 kVp Capacidad de absorción de energía: 9,2 kJ/kVUr Con los niveles de protección del pararrayos, la energía a ser absorbida por el pararrayos se puede estimar de acuerdo a las siguientes fórmulas establecidas en la referencia [2]: Por cierre y recierre de líneas: W = 2Ups(Ue − Ups)

L Z * C

W = 2*413*(480,1-413)*(120/(325*300000)) = 68,2 kJ

Por descarga de rayo: W = [2Uf − NUpl(1 + ln(2Uf / Upl))]

Upl.Tl Z




Tabla 1. Capacidad de absorción de energía Tensión nominal de pararrayos [kV] 198 Capacidad de absorción de energía W [kJ] 1940 Calculada según referencia [2]: Cierre y recierre de líneas [kJ] 68,2 Descarga de rayo [kJ] 1293,5 De acuerdo a lo indicado en la tabla anterior, se comprueba que la capacidad de absorción de energía del pararrayos cumple con los valores de absorción de energía requeridos. 5. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO PARA EQUIPOS A 220 kV Para estos equipos se tiene una tensión máxima de operación Us = 245 kV, lo cual corresponde a una tensión continua de operación de 141,4 kV fase − tierra (200 kVp). 5.1 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp) 5.1.1 Sobretensión Sobretensió n temporal




línea: − Sobretensiones que afectan a los equipos en la entrada de línea:

(1)

Fase – tierra

3,5 p.u.(1) × 200 kVp =

Uet = 700 kV

Fase – fase

5,2 p.u.(1) × 200 kVp =

Upt = 1039 kV

Valores calculados a partir de Ue2 = 3 p.u. fase - tierra y Up2 = 4,5 p.u. fase – fase, que corresponden a sobretensiones del 98% obtenidas de simulaciones estadísticas de maniobras. Las sobretensiones se presentan en p.u con una tensión base igual la máxima tensión fase-tierra, tal como lo recomienda la referencia [1].

− Sobretensiones que afectan a todos los equipos:

(2)

Fase – tierra

2,13 p.u.(2) × 200 kVp =

Uet = 425 kV

Fase – fase

3,20 p.u.(2) × 200 kVp =

Upt = 639 kV

Valores calculados a partir de Ue2 = 1,9 p.u. fase - tierra y Up2 = 2,9 p.u. fase – fase, que corresponden a sobretensiones del 98% obtenidas de simulaciones estadísticas de maniobras. Las sobretensiones se presentan en p.u con una tensión base igual la máxima tensión fase-tierra, tal como lo recomienda la referencia [1].

entrada de (energización desde extremo remoto) − Pararrayos en la entrada Para controlar las sobretensiones severas que puedan proceder de la reenergización en el




5.2 DETERMINACIÓN DE LAS LAS TENSIONES DE COORDINACIÓN (Ucw) 5.2.1 Sobretensiones Sobretensio nes temporales Tabla 2. Sobretensiones temporales Ucw= kc × Urp Fase – tierra: Fase – fase:

kc = 1,0(3) kc = 1,0(3)

Ucw = 212 kV Ucw = 343 kV

(3)

Con el método determinístico la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión temporal representativa, por lo que el factor de coordinación k = 1,0 (cláusula 3.3.1 de la referencia [1]).

5.2.2 Sobretensiones Sobretensio nes de frente lento (originadas por maniobras) El factor de coordinación determinístico (Kcd) se determina a partir de la Figura 6 de la referencia [1]. Tabla 3. Sobretensiones de frente lento Relación

Kcd




5.2.3 Sobretensiones Sobretensio nes de frente rápido (de origen atmosférico) Para obtener resultados conservativos se han considerado los siguientes parámetros: Nivel de protección al rayo del descargador (U pl) =

513 kVp

Factor para líneas de transmisión de dos conductores por fase, según Tabla F.2 de la referencia [1], (A) =

7000 kV

Cantidad mínima de líneas conectadas a la subestación (n)

2

Distancia de descargadores al último equipo, (L) = Aislamiento externo:

90 m

Aislamiento interno:

30 m

Vano típico de línea (Lsp) =

300 m

Tasa de fallas aceptable de equipos de subestación (Ra)

1 en 100 años

Índice de falla en el primer kilómetro de la línea (Rkm)

1 fallas por 100 km.año

Longitud equivalente de línea con tasa de falla Ra (La):

1000 m

Aplicando la formulación recomendada en la referencia [1]:

ANTEPROYECTO ANTEPROYECTO L NEA DE TRANSMISIÓN TINTAYA-AZÁNGARO 220 kV COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Aislamiento interno: Aislamiento externo:



Ks = 1,15. Ks = 1,05.

5.3.2 Factor de corrección por altura (Ka) La referencia [1], en el numeral 4.2, presenta la siguiente fórmula para la determinación del factor de corrección por altitud. Esta norma advierte que las curvas que presenta para determinar el factor m, basadas en la recomendación r ecomendación de la norma IEC 60060-1, son obtenidas de medidas experimentales realizadas para alturas hasta de 2000 m. K a

=e

m

 H       8150 

La subestación tiene una altura sobre el nivel del mar de 4010 m. La corrección es necesaria para todas las instalaciones, aún para las ubicadas por debajo de 1000 m.s.n.m, para las cuales la corrección debe hacerse para esta altura de referencia. El valor de m, de acuerdo con la referencia [1], se calcula de la siguiente manera: − Para soportabilidad a frecuencia industrial de corta duración: m = 1,00 (Numeral 4.2.2 de la referencia [1]).




5.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas Los valores de tensiones de soportabilidad obtenidos después de ser considerada la corrección por altura son: Aislamiento externo: Aislamiento interno:

Urw= Ucw x Ks x Ka. Urw= Ucw x Ks.

Con Ucw obtenido en 5.2.1, 5.2.2 y 5.2.3. Aplicando los factores de seguridad, se obtienen los siguientes resultados, los cuales se indican en la Tabla 5. Tabla 5. Tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) Ucw (kV) Aislamiento

Soportabilidad a frecuencia industrial Fase-tierra (sobretensiones temporales) Fase-fase

Aislam. externo 212 343


Urw (kV) 4010 m.s.n.m Aislam. externo 364 589





5.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW) A continuación, en la siguiente tabla, se indican los factores de conversión dados por la referencia [1]: Tabla 6. Factores de conversión de soportabilidad de corta duración Aislamiento SDW Externo - Fase-tierra 0,6+Urw / 8 500 - Fase-fase 0,6+Urw / 12 700 Interno - Aislamiento inmerso en líquido 0,5 - Aislamiento sólido 0,5 Los valores obtenidos son los siguientes: Tabla 7. Tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial Aislamiento

Tensión

Equipo

S (kV)


Doc.: 2720-00-EL-MC-002 2720-00-EL-MC-002 Fecha: 2014-08-07 Página: 17 de de 19

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Los valores obtenidos son los siguientes: Tabla 9. Tensión de soportabilidad al impulso atmosférico Aislamiento

Tensión

Equipo

LIW (kV)

Interno

Fase-tierra Fase-fase

Otros Otros Entrada Otros Entrada Otros

534 809 895 826 1713 1286

Fase-tierra Externo Fase-fase

5.5 SELECCIÓN DE LOS VALORES VALORES DE SOPORTABILIDAD SOPORTABILID AD A continuación se presentan los valores de soportabilidad requerida para los equipos de 220 kV. Tabla 10. Valores de tensión de soportabilidad normalizados Aislamiento externo

Aislamiento




5.6 AISLAMIENTO NORMALIZADO A SELECCIONAR Para los niveles de tensión en el Rango I, los valores que definen el aislamiento fase – tierra y fase - fase son las soportabilidades requeridas a la onda de corta duración de frecuencia industrial y al impulso atmosférico. 5.6.1 Aislamiento Aislamient o externo El valor de soportabilidad requerido a frecuencia industrial corresponde a 589 kV fase - fase y la requerida para impulso atmosférico corresponde a 1297 kVp fase-tierra. Este requerimiento exige una soportabilidad al impulso atmosférico de 1300 kVp (Rango II) y tiene asociado una soportabilidad al impulso de maniobra de 950 kV fase-tierra y 1425 kV fase - fase (Tabla 3 de la referencia [1]). El cálculo nos indica un valor de soportabilidad normalizada a impulsos de maniobra es de 1425 kV fase – fase, el cual es superior al valor asociado de soportabilidad requerido al impulso de maniobra 1419 kVp. Por lo tanto el valor de aislamiento externo seleccionado es: - Tensión soportada normalizada a impulsos tipo rayo, 1300 kVp.




En el rango I, la soportabilidad a la onda de corta duración a frecuencia industrial o al impulso atmosférico debe cubrir la soportabilidad requerida al impulso tipo maniobra. Para verificar esto, se ha calculado la soportabilidad convertida a partir de la soportabilidad requerida al impulso de maniobra y se ha procedido a realizar la verificación a través de la soportabilidad al impulso atmosférico. Obsérvese que tanto el requerimiento fase – fase como el fase – tierra quedan cubiertos por el nivel de aislamiento normalizado antes seleccionado. 6. REFERENCIAS [1]. IEC 60071-1 Insulation co-ordination - Part 1: Definitions, principles and rules [2]. IEC 60071-2 Insulation co-ordination - Part 2: Application guide g uide [3]. IEC 62271-1 High-voltage switchgear and controlgear - Part 1: Common specifications [4]. 2720-00-EL-DW-004 Subestación Tintaya 220 kV – Disposición física Planta y cortes. [5]. TRIDELTA. Metal Oxide Surge Arrester. Type series SB 150/20.4-II to SB 468/20.4-II.

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GPS

Switch

Switch

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Switch

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Linea Tintaya Azangaro

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