capÍtulo 1 : informe resumen de anteproyectos

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Transmisión 2013 - 2022”
31/05/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012
COES
ANTEPROYECTOS
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INDICE
2.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................... 4
2.2 SUBESTACIONES....................................................................................... 6
3.1 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 KV MANTARO – MARCONA – NUEVA SOCABAYA – MONTALVO Y SUBESTACIONES....................................................................................... 8
3.2 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 KV PUNO – JULIACA – AZÁNGARO Y SUBESTACIONES .......................................... 10
3.3 ANTEPROYECTO : PRIMERA ETAPA DE LA SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV Y ENLACES DE CONEXIÓN DE LÍNEAS ALEDAÑAS ................................................................................................ 11
3.4 ANTEPROYECTO : COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVar EN 60 kV – SE PUCALLPA ......................................................... 12
3.5 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 1 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV .............................................................................. 13
3.6 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 2 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV .............................................................................. 14
3.7 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV VIZCARRA – PARAGSHA (EN ELABORACIÓN) ........................................................................................ 15
4. ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO PROYECTOS
VINCULANTES ................................................................................................... 16
4.1 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TRUJILLO – CAJAMARCA 500 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 16
4.2 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YANANGO – CARAPONGO 500 kV Y SUBESTACIONES ............................................................................ 26
4.3 LÍNEA DE TRANSMISIÓN MANTARO – NUEVA YANANGO Y SUBESTACIONES..................................................................................... 37
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4.4 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YUNCÁN – NUEVA YANANGO 500 kV Y SUBESTACIONES ..................................................................... 48
4.5 AMPLIACIÓN DE SUBESTACIÓN MONTALVO 2 500/220 KV ................. 58
4.6 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINGO MARÍA – CONOCOCHA 220 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 64
4.7 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA TINTAYA – AZÁNGARO 220 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 73
4.8 LÍNEA DE TRANSMISIÓN LA NIÑA – PIURA 220 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 82
4.9 LÍNEA DE TRANSMISIÓN PIURA – TALARA 220 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 91
4.10 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN MANTARO – INDEPENDENCIA 220 kV EN HUANCAVELICA Y SUBESTACIONES ... 101
4.11 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN CHICLAYO – PIURA 220 kV EN S.E. LA NIÑA Y SUBESTACIONES ........................... 109
4.12 SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV - 2DA ETAPA ...................... 117
4.13 REPOTENCIACIÓN A 75 MVA (50%) DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN AGUAYTÍA – PUCALLPA EN 138 kV ............................. 124
4.14 LÍNEA DE TRANSMISIÓN YUNCÁN – PARAMONGA – TRUJILLO 500 kV Y SUBESTACIONES ................................................................... 132
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1. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión, elaborado por el COES, consigna la Lista de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes anteproyectos del Plan Vinculante (año horizonte 2018) y los no incluidos como proyectos vinculantes (año horizonte 2022), según el detalle que se explica a continuación. Como resultado del Plan Vinculante se destaca el importante reforzamiento de la transmisión Centro-Sur con la implementación del segundo circuito a 500 kV (Mantaro Marcona –Nueva Socabaya – Montalvo) con lo que se conforma una esquema de transmisión fuerte y de gran capacidad suficiente para atender los requerimientos iniciales del gran incremento estimado en la demanda del Sur y posteriormente para recibir los grandes proyectos térmicos e hidroeléctricos a ser desarrollados en esa zona. También en este Plan Vinculante destaca la implementación de la Subestación Carapongo, para el suministro troncal de energía a Lima Metropolitana conformado por un sistema de transmisión troncal a 220 kV y 500 kV que podrá brindar suficiente capacidad y confiabilidad el suministro eléctrico a los sistemas de transmisión de las concesionarias de transmisión hacia el largo plazo.
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2.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
245 550
Capacidad de Transmisión de diseño (MVA), Ver Nota 1 450 MVA (como mínimo) 1400 MVA (como mínimo)
Gradiente Superficial Máximo
Deberá verificarse que el valor máximo de gradiente superficial en los conductores, no supere los siguientes valores de gradientes críticos: • 16 kVrms/cm, en región costa con altitudes hasta 1000
msnm. • 18,5 kVrms/cm, en región selva con altitudes hasta
1000 msnm. • 18,5 kVrms/cm, en las zonas con altitud mayor a 1000
msnm. Este valor está referido al nivel del mar por lo que deberá corregirse por altitud.
Campos y perturbaciones
Se hará referencia a las siguientes Normas: • Ítems C.3.3 y C.4.2 del CNE Utilización vigente: valores
límites de campo eléctrico, campo magnético y ruido audible.
• Normas IEC : Radio interferencia
Transposiciones Una transposición completa para tramos entre 70 y 250 km y dos transposiciones para tramos mayores a 250 km.
Tasa de fallas por descarga atmosférica en N° de Fallas/100 km / año,
(Ver Nota 2)
Reducción de Fallas Simultáneas ante
Descargas Atmosféricas en Líneas de Doble
Circuito
Cuando una línea de transmisión diseñada para doble circuito deba recorrer zonas andinas de altitud mayor a 4000 msnm, zonas de selva (alta ó baja) o zonas con nivel isoceráunico mayor a 50, deberá emplear estructuras independientes por circuito (dos estructuras de simple terna)
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Requerimientos Mecánicos Considerar lo señalado en el Código Nacional de Electricidad – Suministro vigente
Aislamiento
- Características
- Longitud de línea de fuga específica
Considerar criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables
31 mm/kV, zona de la costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de la sierra y selva de contaminación media
Estructuras
Cable de Guarda
1 cable OPGW para todas las líneas sin excepción; se incluirá un cable del tipo acerado para cumplir con la tasa de fallas u otro criterio de diseño.
Notas:
1. La temperatura en los conductores de fase no deberán superar el límite térmico de
75 ºC para las capacidades de transmisión indicadas y en las condiciones de
temperatura ambiente máxima media (promedio de temperaturas máximas anuales
en 10 años), radiación solar máxima y viento mínimo de 0,61 m/s (perpendicular al
conductor). Asimismo, toda línea troncal deberá diseñarse para unta temperatura de
conductor de fase de 75 ºC, respetándose a ésta temperatura las distancias de
seguridad desde el momento de tendido de los conductores.
La capacidad mínima de transmisión indicada, considera cualquier condición de
operación (operación normal, contingencia y emergencia); es decir el enlace de
transmisión deberá estar diseñado para transmitir esta potencia durante toda la vida
útil de la instalación.
Para el caso de las líneas de enlace en 220 kV, la capacidad de transmisión de éstas
podrán diferir de la capacidad señalada (450 MVA) y serán las que se consignen en
el desarrollo del Anteproyecto.
2. La tasa total de fallas está determinada tanto por fallas de blindaje (descargas sobre
conductores) como por fallas debidas a contorneos inversos (descargas sobre
estructuras o cables de guarda).
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Características 220 kV 500 kV
Tensión máxima de servicio (kV) 245 550 Impulso atmosférico BIL (kV) e Impulso de maniobra SIL (kV)
Según norma IEC-60071
Capacidad de Transmisión Similar a Líneas de Transmisión (Ver Nota 1)
Niveles mínimos de corriente de cortocircuito (kA)
31,5 y 40 (Ver Nota 2)
40
Configuración Doble barra con simple interruptor y seccionador de transferencia
Interruptor y Medio
Distancias mínimas Según IEC-60071-2
Conductores de Barra Máxima transferencia en el conductor de barra 90% de capacidad de transmisión Gradiente superficial no superarará el valor del gradiente crítico de 18,5 kVrms/cm hasta 1000 msnm. En zonas con altitudes mayores éste valor
Distancias de fuga 31 mm/kV, zona de la costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de la sierra y selva de contaminación media
Emplazamiento Nº de celdas a considerar en el diseño de subestaciones (Ver Nota 3): 220 kV : 6 y 16 500 kV : 4 y 10
Sistema de Automatización y Control Según su teconología, por medio de un Sistema de Automatización o Control Local de Subestaciones. Según su ubicación, por medio de Control tipo Distribuido, con casetas de control (de campo) que contienen los tableros de protección, medición, comunicación y servicios auxiliares; ubicados en el patio junto a sus celdas correspondientes y se conectan por FO a un controlador central ubicado en una sala de control.
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Notas:
1. Sistema de barras dimensionado con una capacidad no menor al doble de la capacidad
de transmisión de la línea.
2. Podrán considerarse niveles superiores solo en caso las condiciones particulares, como
parte de la expansión del sistema, así lo requieran.
3. Límite inferior : área mínima de construcción (fase inicial)
Límite superior : área máxima razonable de ampliación para la construcción (fase final).
Sistema de Protección Según lo señalado en el documento del COES “Requisitos Mínimos para los sistemas de Protección del SEIN”
Sistema de Comunicaciones Como mínimo: Sistema Principal : Fibra Optica (OPGW) Sistema de Respaldo : Onda Portadora Digital
Sistema de Puesta a Tierra 220 kV : 31.5 - 40 kA 500 kV : 40 kA o el obtenido en un horizonte de 25 años Tiempo mín. despeje de falla 0.5 seg Norma : Sección 9 de la IEEE Std. 80.
Fundaciones Diseño sísmico: • Aceleración horizontal : 0,5 g • Aceleración vertical : 0,3 g • Frecuencia de oscilación : 10 Hz
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3. ANTEPROYECTOS DEL PLAN VINCULANTE AÑO 2018
La Actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022 propone la implementación de los siguientes Anteproyectos del Plan Vinculante (año horizonte 2018): 1) Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva
Socabaya – Montalvo y Subestaciones. 2) Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca – Azángaro y
Subestaciones. 3) Primera etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de
conexión de líneas aledañas 4) Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – SE
Pucallpa 5) Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV:
a) Pachacha – Callahuanca (L-2222/L-2223)
c) Huanza (*) – Carabayllo
a) Tingo María – Vizcarra (L-2252)
b) Vizcarra – Conococha (L-2253)
c) Trujillo – Cajamarca (L-2260)
Debido a que los anteproyectos señalados corresponden al Plan Vinculante, éstos han sido desarrollados con un mayor grado de detalle
3.1 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 KV MANTARO –
MARCONA – NUEVA SOCABAYA – MONTALVO Y SUBESTACIONES
Actualmente el enlace Centro – Sur tiene una alta dependencia del enlace existente 220 kV Mantaro – Cotaruse – Socabaya con baja confiabilidad ante contingencias mayores, y aún con la implementación del enlace Chilca – Marcona – Montalvo, ante la pérdida de alguno de éstos enlaces no podría mantenerse la confiabilidad de todo el suministro. Sin embargo, con la
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implementación del enlace Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo se logrará una alta confiabilidad a la demanda y la generación del Sur. El enlace propuesto de 500 kV sería de simple circuito con compensación serie en los tramos Mantaro – Marcona y Marcona – Nueva Socabaya, con un trazo predominante por la costa con excepción del tramo Mantaro – Marcona que atravesaría una zona de sierra en altitud. El proyecto comprenderá también una nueva subestación 500/220 kV extensiva a la S.E. Campo Armiño de la C.H. Mantaro, la ampliación de la S.E Marcona 500/220 kV, una nueva subestación 500/220 kV (Nueva Socabaya) cercana a la S.E. 220 kV Socabaya existente, dado que ésta presenta limitaciones de ampliación y acceso de líneas, y finalmente la ampliación de la S.E Montalvo en 500 kV, con una posterior ampliación de transformación con un módulo adicional de 500/220 kV. Por esta razón, se encargó a la consultora CESEL el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes volúmenes:
Volumen I : Líneas de Transmisión
- Memoria Descriptiva
- Láminas y Planos
El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.
Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)
Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo y Subestaciones (*)
371.9
No incluye IGV
(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el
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mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud; es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores. Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones en las zonas bajas.
3.2 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 KV PUNO –
JULIACA – AZÁNGARO Y SUBESTACIONES
Debido a congestiones en los enlaces existentes a 138 kV se requieren nuevos enlaces en 220 kV como el de Puno – Juliaca – Azángaro. Posteriormente, en el 2022 ésta se extenderá desde Azángaro hasta Tintaya. Con este esta expansión se completa el anillo a 220 kV Arequipa-Moquegua- Puno-Cusco-Arequipa, conectado a dos puntos muy fuertes del SEIN en el Sur la subestación Socabaya en Arequipa y Montalvo en Moquegua, ambas conectadas al sistema troncal de 500 kV del SEIN. Por esta razón, se encargó a la consultora PEPSA el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes volúmenes:
Volumen I : Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca - Azángaro
- Parte A : Memoria Descriptiva
- Parte A : Memoria Descriptiva
- Parte A : Memoria Descriptiva
- Parte B : Planos
La línea de transmisión de 220 kV propuesta sería de simple circuito, con un trazo cercano a la del recorrido por las líneas en 138 kV. El proyecto comprenderá también nuevas subestaciones 220/138 kV en Azángaro y Juliaca extensivas a las subestaciones existentes, así como la ampliación de la S.E. Puno 220/138 kV.
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El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.
Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)
Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca – Azángaro y Subestaciones
68.9
CARAPONGO 500/220 kV Y ENLACES DE CONEXIÓN DE LÍNEAS ALEDAÑAS
El Área de Lima Metropolitana cuenta actualmente con 4 puntos alimentadores troncales principales a los que se conectan los sistemas de transmisión de las concesionarias de distribución los cuales son: Chilca, San Juan, La Planicie, Carabayllo y las líneas provenientes de la Sierra Central conectadas a las subestaciones de Santa Rosa y Chavarría. Parte del suministro eléctrico de Lima proviene de las centrales hidroeléctricas lejanas Callahuanca, Huinco y Mantaro, y de centrales térmicas locales de Santa Rosa y Ventanilla la energía eléctrica. Todo este suministro obedece al despacho de esas centrales acorde a su programación, por lo que el abastecimiento a Lima se hace en alto grado incierto y no confiable ya que depende de la disponibilidad y de la generación involucrada, y de la expansión de la transmisión de las empresas concesionarias. Por lo anterior, y acorde a los resultados del diagnóstico, se planteó formar un sistema troncal de suministro eléctrico de Lima a 220 kV y 500 kV que atienda las necesidades de largo plazo, es así que se propone la conformación de un esquema de transmisión troncal conformado por un sistema con cuatro grandes subestaciones en 500 y 220 kV: Chilca, San Juan, La Planicie, Carabayllo y la propuesta de la nueva subestación 500/220 kV Carapongo (inicialmente solo en 220 kV). La subestación Carapongo estaría localizada en un punto de confluencia de las líneas 220 kV La Planicie – Carabayllo y 500 kV Chilca – Carabayllo, con las líneas de doble circuito Huinco – Santa Rosa y Callahuanca – Chavarría, ya que todas pasan a corta distancia entre ellas y es en esa zona donde se ubicaría la nueva subestación.
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Por esta razón, se encargó a la consultora PRICONSA el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:
Capítulo 1 : Introducción
Capítulo 3 : Equipamiento del Patio de llaves
Capítulo 4 : Descripción de líneas de transmisión
Capítulo 5 : Presupuesto
Capítulo 6 : Cronograma
Capítulo 7 : Láminas y Planos
El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.
Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)
Primera etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas
17.6
No incluye IGV
3.4 ANTEPROYECTO : COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVar EN 60 kV – SE PUCALLPA
La alimentación eléctrica al sistema de Electroucayali proviene de la barra de Tingo MariaMaría, a través de los enlaces Tingo Maríia-Aguaytíia en 220 kV y Aguaytía-Pucallpa en 138 kV. Las simulaciones eléctricas de los años venideros han arrojado caídas de tensión por debajo del rango permitido por la norma, principalmente cuando la central Aguaytía no está despachada, que ocurre en periodos hidrológicos de avenida. La solución para magnitudes de demanda que no superen el orden de 46 MW se logra con la instalación de compensación reactiva capacitiva del orden de 20 MVAr en la barra de 60 kV de la subestación de llegada de la línea Aguaytía-Pucallpa de 138 kV de REP. Alternativamente la compensación se puede ubicar en barras de media tensión de Electroucayali, lo cual brindaría mejor desempeño porque demandaría menor magnitud de compensación y adicionalmente brindaría reducción de pérdidas en la red de distribución de 60 kV de Electroucayali. Sin embargo, esta opción debe ser estudiada adecuadamente en coordinación
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con la distribuidora, porque podría dar lugar a que el factor de potencia de las cargas en el punto de entrega exceda el valor de 0.95. Por esta razón, se encargó a la consultora PRICONSA el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:
Capítulo 1 : Introducción
Capítulo 3 : Descripción de las instalaciones proyectadas
Capítulo 4 : Presupuesto
Capítulo 5 : Cronograma
Capítulo 6 : Láminas y Planos
El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.
Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)
Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – SE Pucallpa
0.63
3.5 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 1 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV
El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requiere la repotenciación de las siguientes líneas de su actual valor de 152 MVA a 250 MVA:
Pachacha – Callahuanca (L-2222/L-2223)
(*) Futura subestación que seccionará la línea Huayucachi – Carabayllo (L-2221)
Por esta razón, se encargó a la consultora CESEL el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:
Capítulo 1 : Resumen
Capítulo 3 : LT. Pomacocha – San Juan L-2205/L-2206
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Capítulo 4 : LT. Huanza – Carabayllo
Capítulo 5 : Plan de Intervenciones
El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.
Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)
Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV
2.3
220 kV
En el Área Cajamarca comprendida por los departamentos de La Libertad y Cajamarca, se identificó que por congestión del enlace existente, se requiere la repotenciación del enlace existente 220 kV Trujillo - Cajamarca para incremento de su actual capacidad de 152 MVA a 250 MVA. De otro lado, en el Área Ancash-Huánuco-Ucayali comprendida por los departamentos de los mismos nombres, se identificó que por congestión se requiere incrementar la capacidad del enlace existente 220 kV Tingo María – Vizcarra – Conococha de su actual valor de 190 MVA a 250 MVA. Por esta razón, se encargó a la consultora S&Z el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:
Capítulo 1 : Resumen
Capítulo 3 : LT. Pomacocha – San Juan L-2205/L-2206
Capítulo 4 : LT. Huanza – Carabayllo
Capítulo 5 : Plan de Intervenciones
El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.
Anteproyecto Costo Total (USD $)
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3.7 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV VIZCARRA – PARAGSHA (EN ELABORACIÓN)
Con la inclusión de la nueva demanda de Antamina se identificó la congestión del enlace existente Vizcarra - Paragsha 220 kV, por lo que requiere incrementar la capacidad de este enlace de capacidad actual de los 150 MVA actuales a 250 MVA. El desarrollo del anteproyecto se encuentra en elaboración.
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COES
SUBESTACIONES
4.1.1 Diagnóstico
En el Área Cajamarca comprendida por los departamentos de La Libertad y Cajamarca, se identificó que por congestión del enlace existente (Trujillo – Cajamarca en 220 kV), requiere para el 2022 un nuevo enlace a 500 kV Trujillo - Cajamarca.
4.1.2 Memoria Descriptiva
Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.
Alcances
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.
Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Trujillo – Cajamarca y subestaciones con los siguientes alcances:
1) Línea de Transmisión en 500 kV Trujillo - Cajamarca de 137 km
(aprox.) 2) Ampliación de la subestación Trujillo en 500 kV. 3) Nueva Subestación Cajamarca 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace
220 kV a subestación Cajamarca Norte existente. 4) Ampliación 220 kV de Subestación Cajamarca Norte existente.
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4.1.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 18
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COES
Fig. Nº 01: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones
379
Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 19
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012
COES
4.1.4 Características Técnicas
Línea de Transmisión 500 kV Trujillo – Cajamarca y enlace 220 kV a
Cajamarca
La línea de transmisión en 500 kV y el enlace en 220 kV deberán contar con las siguientes características:
Características de diseño
Tensión nominal (kV)
550 245
Longitud de línea 137 km. 1 km. Nº de circuitos 1 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)
1400 (como mínimo) 600 (equivalente a la capacidad
del Autotransformador) Conductor - Nº de
conductores por fase
- Tipo y calibre
Aislamiento - Características - Longitud de
línea de fuga específica
Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference
Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables
31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación
media
380
Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 20
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012
COES
Estructuras - Material - Tipos
Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope. A ser definidos por el consultor
Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor
Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos
2
OPGW Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)
Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año
Por falla de blindaje : 0,01 Total 1
Por falla de blindaje : 0,01 Total 2
Ampliación de S.E. Trujillo 500 kV
Comprende la ampliación de la S.E. Trujillo 500 kV, de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR b) Celdas:
- 01 celda de línea en 500 kV a Cajamarca (2/3 del diámetro) - 01 celda de Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR
c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyectos “Línea 500 kV Carabayllo – Chimbote – Trujillo” y “Línea 500 kV Trujillo – Chiclayo” del Titular Consorcio
Transmantaro.
381
Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 21
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012
COES
Subestación Cajamarca 500/220 kV
Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Banco de Autotransformadores monofásicos 500/220 kV de 450 MVA.
- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR b) Celdas:
- 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Trujillo y 01 del Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo)
- 01 Celda de Reactor de línea - 01 Celda de línea 220 kV – enlace con Cajamarca Norte
d) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles.
Ampliación de S.E. Cajamarca Norte 220 kV (existente)
Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace a la subestación Cajamarca 500/220 kV de configuración doble barra y demás sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño de la subestación existente.
4.1.5 Rutas de Línea
En figura Nº 02 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.
4.1.6 Presupuesto
En el cuadro Nº 01 se adjunta el costo estimado de implementación del
Proyecto.
382
Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 22
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012
COES
Fig. Nº 02: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones
383
Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 23
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012
COES
Cuadro Nº 01: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones
384
Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 24
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012
COES
4.1.7 Cronograma de Operación Comercial
La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se
definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 03 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 40 meses.
4.1.8 Niveles de Cortocircuito
El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:
Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:
Barra 500 kV Cajamarca : menor a 5 kA Barra 220 kV Cajamarca : menor a 10 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los
proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:
Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)
385
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 25
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Fig. Nº 03: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones
386
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 26
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4.2 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YANANGO – CARAPONGO 500 kV Y SUBESTACIONES
4.2.1 Diagnóstico
El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requieren nuevas líneas a 500 kV entre la Sierra Centro y la Costa Centro (Lima), conformadas por Nueva Yanango – Carapongo, Mantaro – Nueva Yanango y Nueva Yuncán – Nueva Yanango, así como los nuevos enlaces o reforzamiento de la transmisión a 220 kV desde la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV a Carhuamayo 220 kV, y de Nueva Yanango 500/220 kV a Pachacaca 220 kV.
4.2.2 Memoria Descriptiva
Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.
Alcances
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.
Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y subestaciones con los siguientes alcances:
1) Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yanango - Carapongo de 200
km (aprox.) 2) Ampliación subestación Carapongo en 500 kV. 3) Nueva Subestación Yanango 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace
220 kV a subestación Yanango existente.
387
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 27
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4) Ampliación 220 kV de Subestación Yanango existente. 4.2.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 04 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
388
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 28
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Fig. Nº 04: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones
389
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 29
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4.2.4 Características Técnicas
Línea de Transmisión 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y enlace 220
kV a Yanango
La línea de transmisión en 500 kV y el enlace en 220 kV deberán contar con las siguientes características:
Características de diseño
Tensión nominal (kV)
550 245
Longitud de línea 200 km. 1 km. Nº de circuitos 1 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)
1400 (como mínimo) 600 (equivalente a la capacidad
del Autotransformador) Conductor (*) - Nº de
conductores por fase
- Tipo y calibre
Aislamiento (*) - Características - Longitud de
línea de fuga específica
Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference
Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables
31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación
media
Estructuras - Material - Tipos
Reticuladas de acero galvanizado
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 30
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
A ser definidos por el consultor
Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos
2
OPGW Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)
Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año
Por falla de blindaje : 0,01 Total 1
Por falla de blindaje : 0,01 Total 2
(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud; es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores. Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones en las zonas bajas.
Ampliación de S.E. Carapongo en 500 kV
Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Carapongo de 500/220 kV, de configuración interruptor y medio con el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar - 01 Reactor de barra de 500 kV y 200 MVar
b) Celdas: - 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Yanango y 01 del
Reactor de Barra (1diámetro completo) - 01 Celda de Reactor de línea
c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
391
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 31
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyectos “Primera etapa de la subestación Carapongo
500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas” del Plan Vinculante y
“Segunda etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV, cuando éstos se
implementen.
Subestación Nueva Yanango 500/220 kV
Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Banco de Autotransformadores monofásicos 500/220 kV de 600 MVA.
- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar - 01 Reactor de barra de 500 kV y 200 MVar
b) Celdas: - 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Yanango y 01 del
Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo) - 01 celda de Reactor de barra (2/3 diámetro) - 01 Celda de Reactor de línea - 01 Celda de línea 220 kV – enlace a Yanango
c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
Ampliación de S.E. Yanango 220 kV (existente)
Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace con la subestación Nueva Yanango de configuración simple barra y demás sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño de la subestación existente.
4.2.5 Rutas de Línea
En figura Nº 05 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.
392
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 32
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4.2.6 Presupuesto
En el cuadro Nº 02 se adjunta el costo estimado de implementación del
Proyecto.
393
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 33
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Fig. Nº 05: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones
394
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 34
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones
395
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 35
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4.2.7 Cronograma de Operación Comercial
La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se
definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 06 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 40 meses.
4.2.8 Niveles de Cortocircuito
El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:
Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:
Barra 500 kV Yanango : aprox. 10 kA Barra 220 kV Yanango : aprox. 15 kA Barra 500 kV Carapongo : aprox. 30 kA Barra 220 kV Carapongo : aprox. 40 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los
proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:
Subestación Yanango: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado) Subestación Carapongo: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 63 kA (valor requerido)
396
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 36
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Fig. Nº 06: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones
397
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 37
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4.3.1 Diagnóstico
El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requieren nuevas líneas a 500 kV entre la Sierra Centro y la Costa Centro (Lima), conformadas por Mantaro – Nueva Yanango, Nueva Yanango – Carapongo y Nueva Yuncán – Nueva Yanango, así como los nuevos enlaces o reforzamiento de la transmisión a 220 kV desde la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV a Carhuamayo 220 kV, y de Nueva Yanango 500/220 kV a Pachacaca 220 kV.
4.3.2 Memoria Descriptiva
Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.
Alcances
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.
Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y subestaciones con los siguientes alcances:
1) Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro - Nueva Yanango de 160 km
(aprox.) 2) Ampliación subestación Mantaro en 500 kV. 3) Ampliación subestación Nueva Yanango 500/220 kV en 500 kV.
398
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 38
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4.3.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 07 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
399
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 39
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Fig. Nº 07: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
400
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 40
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Línea de Transmisión 500 kV Mantaro – Nueva Yanango
La línea de transmisión en 500 kV deberá contar con las siguientes características:
Características de diseño
Tensión nominal (kV)
550
Longitud de línea 160 km. Nº de circuitos 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)
1400 (como mínimo)
Conductor (*) - Nº de
conductores por fase
- Tipo y calibre
Aislamiento (*) - Características - Longitud de
línea de fuga específica
Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference
Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables
31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación
media
Estructuras - Material - Tipos
Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope. A ser definidos por el consultor
401
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 41
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
2 EHS y OPGW
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)
Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año
Por falla de blindaje : 0.01 Total 1.0
(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud; es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores. Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones en las zonas bajas.
Ampliación de S.E. Mantaro en 500 kV
Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Mantaro de 500/220 kV, de configuración interruptor y medio con el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar - 01 Reactor de barra de 500 kV y 200 MVar
b) Celdas: - 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Yanango y 01 del
Reactor de Barra (1diámetro completo) - 01 Celda de Reactor de línea
c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyecto “Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Socabaya – Montalvo y Subestaciones” del Plan Vinculante,
cuando éste se implemente.
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 42
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Ampliación de la Subestación Nueva Yanango 500/220 kV
Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Yanango 500/220 kV, de configuración interruptor y medio con el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar b) Celdas:
- 01 Celda de línea en 500 kV de Mantaro (2/3 del diámetro) - 01 Celda de Reactor de línea
c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
4.3.5 Rutas de Línea
En figura Nº 08 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.
4.3.6 Presupuesto
En el cuadro Nº 03 se adjunta el costo estimado de implementación del
Proyecto.
403
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 43
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Fig. Nº 08: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
404
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 44
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Cuadro Nº 03: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
405
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 45
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4.3.7 Cronograma de Operación Comercial
La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se
definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 09 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 40 meses.
4.3.8 Niveles de Cortocircuito
El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:
Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:
Barra 500 kV Yanango : aprox. 10 kA Barra 220 kV Yanango : aprox. 15 kA Barra 500 kV Mantaro : aprox. 15 kA Barra 220 kV Mantaro : aprox. 35 kA * Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los
proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:
Subestación Yanango: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado) Subestación Mantaro: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 40 kA (valor estandarizado) * * A fin de reducir el nivel de cortocircuito de la barra 220 kV de la SE Campo
Armiño, se ha incluido como parte de los alcances del Anteproyecto Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo, el equipamiento de un reactor serie entre el enlace de la barra 220 kV de la SE Campo Armiño y la nueva SE
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Mantaro 220/500 kV, así como la reubicación de la conexión de la línea en doble terna del proyecto CH Cerro del Aguila a la barra 220 kV de la nueva subestación Mantaro 220/500 kV.
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Fig. Nº 09: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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4.4 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YUNCÁN – NUEVA YANANGO 500 kV Y SUBESTACIONES
4.4.1 Diagnóstico
El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requieren nuevas líneas a 500 kV entre la Sierra Centro y la Costa Centro (Lima), conformadas por Nueva Yuncán – Nueva Yanango, Mantaro – Nueva Yanango y Nueva Yanango – Carapongo, así como los nuevos enlaces o reforzamiento de la transmisión a 220 kV desde la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV a Carhuamayo 220 kV, y de Nueva Yanango 500/220 kV a Pachacaca 220 kV.
4.4.2 Memoria Descriptiva
Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.
Alcances
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.
Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango y subestaciones con los siguientes alcances:
1) Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango de
60 km (aprox.) 2) Ampliación de la subestación Nueva Yanango en 500 kV. 3) Nueva Subestación Yuncán 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace
220 kV a subestación Yuncán existente. 4) Ampliación 220 kV de Subestación Yuncán existente.
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4.4.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 10 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
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Fig. Nº 10: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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4.4.4 Características Técnicas
Línea de Transmisión 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango y enlace
220 kV a Cajamarca
La línea de transmisión en 500 kV y el enlace en 220 kV deberán contar con las siguientes características:
Características de diseño
Tensión nominal (kV)
550 245
Longitud de línea 60 km. 1 km. Nº de circuitos 1 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)
1400 (como mínimo) 600 (equivalente a la capacidad
del Autotransformador) Conductor (*) - Nº de
conductores por fase
- Tipo y calibre
Aislamiento (*) - Características - Longitud de
línea de fuga específica
Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference
Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables
31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación
media
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Estructuras - Material - Tipos
Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope. A ser definidos por el consultor
Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor
Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos
2 EHS y OPGW
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)
Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año
Por falla de blindaje : 0.01 Total 1.0
Por falla de blindaje : 0.01 Total 2.0
(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud; es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores. Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones en las zonas bajas.
Ampliación de S.E. Nueva Yanango 500 kV
Comprende la ampliación de la S.E. Yanango 500 kV, de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR b) Celdas:
- 01 celda de línea en 500 kV a Cajamarca (2/3 del diámetro) - 01 celda de Reactor de línea
c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
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El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyectos “Línea de Transmisión Nueva Yanango - Carapongo” y “Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango” a
implementarse.
Nueva Subestación Yuncán 500/220 kV
Comprende la construcción de una nueva subestación 500/220 kV de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Banco de Autotransformadores monofásicos 500/220 kV de 600 MVA.
- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR b) Celdas:
- 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Nueva Yanango y 01 del Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo)
- 01 Celda de Reactor de línea - 01 Celda de línea 220 kV – enlace con Yuncán existente
c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles.
Ampliación de S.E. Yuncán 220 kV (existente)
Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace a la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV de configuración doble barra y demás sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño de la subestación existente.
4.4.5 Rutas de Línea
En figura Nº 11 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.
4.4.6 Presupuesto
En el cuadro Nº 04 se adjunta el costo estimado de implementación del Proyecto.
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Fig. Nº 11: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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Cuadro Nº 04: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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4.4.7 Cronograma de Operación Comercial
La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se
definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 12 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 34 meses.
4.4.8 Niveles de Cortocircuito
El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:
Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:
Barra 500 kV Yuncán : aprox. a 5 kA Barra 220 kV Yuncán : aprox. a 10 kA Barra 500 kV Yanango : aprox. 10 kA Barra 220 kV Yanango : aprox. 15 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los
proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:
Subestaciones Nueva Yuncán y Nueva Yanango: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)
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Fig. Nº 12: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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4.5.1 Diagnóstico
En el Área Sur-Este comprendida por los departamentos de Puno y Cusco, se identificó que por congestión del enlaces existentes a 138 kV, para el 2022 se requiere los nuevos enlaces a 220 kV Tintaya – Azángaro y Azángaro – Puno. Con este esta expansión se completa el anillo a 220 kV Arequipa-Moquegua-Puno-Cusco-Arequipa, conectado a dos puntos muy fuertes del SEIN en el Sur la subestación Socabaya en Arequipa y Montalvo en Moquegua, ambas conectadas al sistema troncal de 500 kV del SEIN. Asimismo, se requiere un segundo autotransformador 500/220 kV en la futura subestación Montalvo 2.
4.5.2 Memoria Descriptiva
Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.
Alcances
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.
Como resultado se considera la ampliación de la subestación Montalvo 2 con los siguientes alcances:
1) Implementación de un segundo autotransformador 500/220 kV – 750
MVA .
4.5.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 13 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
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Fig. Nº 13: Diagrama Unifilar de Ampliación de subestación Montalvo 2 500/220 kV
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Ampliación de S.E. Montalvo 2 500/220 kV
Comprende la ampliación de la S.E. Montalvo 2 500/220 kV, de configuración interruptor y medio en 500 kV y doble barra en 220 kV, y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación
- 01 Autotransformador 500/220 kV de 750 MVA (2do Autotransformador)
b) Celdas: - 01 celda 500 kV de Autotransformador 500/220 kV (1/3 del
diámetro) - 01 celda 220 kV de Autotransformador 500/220 kV
c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en el proyecto “Línea de Transmisión 500 kV Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo” del Titular ABENGOA Transmisión Sur.
4.5.2 Presupuesto
En el cuadro Nº 05 se adjunta el costo estimado de implementación del Proyecto.
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Cuadro Nº 05: Resumen de Presupuesto Estimado Ampliación de Subestación Montalvo 2 220/500 kV
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 62
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
4.5.5 Cronograma de Operación Comercial
La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se
definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 14 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 31 meses.
4.5.6 Niveles de Cortocircuito
El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:
Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:
Barra 500 kV Montalvo : aprox. a 10 kA Barra 220 kV Montalvo : aprox. a 15 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los
proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:
Subestaciones Montalvo: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 40 kA (valor estandarizado para sistema troncal
nacional)
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Fig. Nº 14: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación de la SE Montalvo 2 500/220 kV
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4.6 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINGO MARÍA – CONOCOCHA 220 kV Y SUBESTACIONES
4.6.1 Diagnóstico
En el Área Ancash-Huánuco-Ucayali comprendida por los departamentos de los mismos nombres, se identificó que por congestión se requiere incrementar la capacidad del enlace existente 220 kV Tingo María – Vizcarra – Conococha, así como la implementación de una nueva Línea 220 kV Tingo María - Conococha.
4.6.2 Memoria Descriptiva
Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.
Alcances
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.
Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 220 kV Tingo María – Conococha y subestaciones con los siguientes alcances:
1) Línea de Transmisión en 220 kV Tingo María – Conococha de 224 km
(aprox.) 2) Ampliación de la subestación Tingo María en 220 kV. 3) Ampliación de la subestación Conococha en 220 kV.
4.6.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 15 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
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COES
Fig. Nº 15: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
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Línea de Transmisión 220 kV Tingo María – Conococha
La línea de transmisión en 220 kV deberá contar con las siguientes características:
Características de diseño
245
Longitud de línea 224 km. Nº de circuitos 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)
450 (como mínimo)
fase - Tipo y calibre
aisladores
Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference
Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables
31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación
media
Estructuras - Material - Tipos
Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor
Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos
1 OPGW
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
Propuesta
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 67
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012
COES
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)
Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año
Por falla de blindaje : 0.01 Total 2.0
Ampliación de S.E. Tingo María 220 kV
Comprende la ampliación de la S.E. Tingo María 220 kV, de configuración en anillo y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:
- 01 celda de línea en 220 kV a Conococha
b) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en el diseño de la subestación Tingo María 220 kV, y la ampliación prevista en el proyecto de generación “CH Belo Horizonte de 180
MW” del Titular Compañía Energética del Centro.
Ampliación de S.E. Conococha 220 kV
Comprende la ampliación de la S.E. Conococha 220 kV, de configuración en doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:
- 01 celda de línea en 220 kV a Tingo María
b) Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerado en el proyecto “Línea de Transmisión 220 kV Carhuamayo –
428
Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012
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