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. MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

Informe Nº 074-2007-MEM/DGE. Adenda al Informe Nº 040-2007-MEM/DG: Estudio para definir la Configuración y Parámetros Básicos del Proyecto Línea de Transmisión Vizcarra-Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero

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INFORME Nº 074 – 2007– MEM/DGE ADENDA AL INFORME N° 040-2007-MEM/DGE: LINEA DE

TRANSMISIÓN VIZCARRA-HUALLANCA-CAJAMARCA-CARHUAQUERO ESTUDIO PARA DEFINIR LA CONFIGURACIÓN Y PARÁMETROS BASICOS

DEL PROYECTO

Contenido Pág.

1. ANTECEDENTES ___________________________________________________ 2

2. EVALUACIÓN DE LAS FACILIDADES PARA LA AMPLIACION DE LAS SUBESTACIONES ASOCIADAS AL PROYECTO_____________________________ 3

3. RECOMENDACIONES DE OSINERGMIN Y COES_______________________ 5

4. PLANTEAMIENTO DE RECONFIGURACIÓN DEL PROYECTO ___________ 6

5. ESTUDIOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ________________ 9

6. CONFIGURACIÓN DEL PROYECTO _________________________________ 10

6.1. Líneas de transmisión ___________________________________________ 10

6.2. Compensación reactiva inductiva/capacitiva__________________________ 11

6.3. Subestaciones __________________________________________________ 11

7. DETERMINACIÓN DE NIVEL MÁXIMO DE PÉRDIDAS JOULE__________ 12

8. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE REFERENCIA____________________ 16

9. PRESUPUESTO DEL MONTO DE INVERSIÓN_________________________ 17

10. CONCLUSIONES ________________________________________________ 18

11. RECOMENDACIONES ___________________________________________ 19 ANEXOS A FACILIDADES PARA LAS AMPLIACIONES DE LAS SUBESTACIONES VINCULADAS

AL PROYECTO

B RESULTADOS DEL ESTUDIO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÈCTRICO

C ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

D ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS SUBESTACIONES

E PRESUPUESTO DE INVERSIÓN DEL PROYECTO



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1. ANTECEDENTES Mediante oficio Nº 1316-2007-MEM/DM del 24/07/2007, se remitió a PROINVERSION el Informe Nº 040-2007-MEM/DGE, en el cual se determinó la configuración y parámetros básicos del proyecto LT VIZCARRA-HUALLANCA-CAJAMARCA-CARHUAQUERO (en adelante el Proyecto), los mismos que sirvieron para que PROINVERSION elabore y publique la primera versión del Contrato de Concesión de la LT VIZCARRA-HUALLANCA-CAJAMARCA-CARHUAQUERO, que forma parte de la documentación para el proceso de licitación de la concesión del Proyecto. En el Informe indicado se concluyó que resulta necesario, para la adecuada operación del Proyecto, incluir circuitos adicionales en los tramos Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra, en paralelo con las existentes. Basado en el Informe Nº 040-2007-MEM/DGE, mediante R.M. Nº 400-2007-MEM/DM se incluyó en el Plan Transitorio de Transmisión los tramos de línea Carhuamayo-Paragsha y Paragsha-Vizcarra, más la ampliación de las subestaciones asociadas. Asimismo, mediante R.M. Nº 416-2007-MEM/DM se encargó a PROINVERSIÓN la conducción del proceso de licitación de las líneas indicadas. PROINVERSION integró las instalaciones anotadas como parte del Proyecto. Puesto que en los estudios para elaborar el Informe Nº 040-2007-MEM/DGE quedó pendiente efectuar trabajos de evaluación de la disponibilidad de espacio físico y viabilidad para ampliar las subestaciones asociadas al Proyecto, se desarrolló un estudio que comprendió visitas a las subestaciones, revisión de los diagramas eléctricos y de los planos de disposición de equipos, además de consultas con el personal a cargo de las instalaciones, a efectos de verificar la viabilidad técnica para efectuar las ampliaciones. El OSINERGMIN, mediante Oficio Nº 169-2007-OS-PRES, remitió al MEM su Informe Nº 0276-2007/GART, “Evaluación del Refuerzo de las líneas Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra”, y el COES remitió su opinión sobre el proyecto mediante comunicación Nº COES-SINAC/P-024-2007.



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Posteriormente, el COES, mediante comunicación Nº COES-SINAC/D-1348-2007, remitió el documento “Criterios recomendados para el desarrollo de proyectos de transmisión”. Asimismo, se estimaron los costos de inversión, sobre la base de los anteproyectos de ingeniería, información requerida para el proceso de licitación. 2. EVALUACIÓN DE LAS FACILIDADES PARA LA AMPLIACION DE LAS

SUBESTACIONES ASOCIADAS AL PROYECTO

En el informe “Servicio de Consultoría para identificar las facilidades de ampliación de las subestaciones asociadas al proyecto Línea de Transmisión Vizcarra-Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero”, cuya copia se adjunta como Anexo A, el Consultor Ing. Roger Chávez, concluye en lo siguiente: Subestación Carhuamayo 220 kV: Existe espacio físico para instalar las dos celdas de línea de 220 kV, una celda de 220 kV para el transformador, el transformador 220/138 kV y la línea de conexión en 138 kV con la SE Carhuamayo 138 kV. Subestación Carhuamayo 138 kV de Electro Andes: Existe una celda de 138 kV equipada disponible, que puede ser utilizada para la salida del enlace en 138 kV con la subestación Carhuamayo 220 kV. Subestación Paragsha 220 kV: Dentro del perímetro de la subestación existe espacio sólo para una celda, por lo que debe ampliarse el terreno de la subestación para dos (02) celdas. Se ha verificado que existen terrenos adyacentes a la subestación que pueden ser utilizados en la ampliación. Subestación Vizcarra 220 kV: La ampliación de la subestación actual es dificultosa, por cuanto no existe espacio disponible para ampliaciones y los terrenos colindantes están ocupados por viviendas, que eventualmente habría que reubicar. Por otra parte, la configuración en anillo dificulta la instalación de las 2 celdas requeridas por el Proyecto. Además, la compañía Antamina, propietaria de la subestación, expuso repetidamente al MEM su preocupación porque el Proyecto podría afectar el nivel de confiabilidad y seguridad de suministro alcanzado hasta la fecha mediante mejoras en las instalaciones existentes, y por las interrupciones del servicio que se presentarían durante la construcción y pruebas de las instalaciones del Proyecto, las que tendrían un



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efecto económico muy importante en la producción de la mina. Por este motivo se plantea lo indicado a continuación. Subestación Conococha (nueva): Se propone como alternativa a la ampliación de la subestación Vizcarra. En esa zona se ha verificado que existe terrenos adecuados para construir una subestación en las proximidades de la estructura Nº 494 de la línea Vizcarra-Paramonga, por lo que su construcción es viable. Adicionalmente, el terreno identificado está ubicado a sólo 1 km de la carretara Pativila-Huaraz. Subestación Huallanca Nueva: Para esta subestación se ha identificado un área de terreno situado en el Cerro Cochapampa, a una distancia aproximada de 800 m de la actual subestación Huallanca de Egenor. La conexión con la subestación Huallanca 138 kV se haría abriendo uno de los circuitos Huallanca-Chimbote 138 kV, a efectos de aprovechar su celda de salida, debido a que no es posible efectuar ampliaciones en la subestación Huallanca existente. Debido a que en el futuro podría instalarse un mayor número de celdas y equipos en esta subestación, como por ejemplo la posible conexión de la CH Quitaracsa, la instalación de compensación serie en las líneas del Proyecto y nuevos salidas a centros mineros de la zona, el Concesionario deberá verificar la disponibilidad de terreno para las instalaciones del Proyecto así como ampliaciones futuras. Igualmente, el Concesionario podrá efectuar el enlace con la subestación existente usando la salida de la línea de 138 Kv que se dirige a Sihuas y modificar el tramo de línea para lograr una capacidad de 100 MVA. Subestación Cajamarca 220 kV: Existe espacio disponible para ampliaciones. La subestación está diseñada para un sistema de doble barra en U, pero actualmente sólo tiene instalada una barra. El Proyecto debe incluir la instalación de la segunda barra y equipos de maniobra necesarios. Subestación Cerro Corona 220 kV: La subestación está en construcción para instalar una celda de la línea Cajamarca-Cerro Corona. Tiene espacio previsto para nuevas celdas en 220 kV. Subestación Carhuaquero 220 kV: la configuración actual es en barra simple. Para instalar una celda del Proyecto se debe ampliar el área actual de la subestación, para lo cual se puede utilizar terrenos colindantes.



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Debido a las limitaciones de espacio en las subestación existente para la conexión de líneas o equipos adicionales, en el futuro deberá construirse una subestación las proximidades, con un sistema de doble barra o en anillo. En consecuencia, el recorrido de la línea de transmisión hacia Cerro Corona deberá ser tal que permita conectarse a esta posible nueva subestación.

En consecuencia, excepto por las dificultades observadas para ampliar la subestación Vizcarra, en las otras subestaciones vinculadas es viable efectuar las obras de ampliación consideradas en el Proyecto. La construcción de una subestación en Conococha constituye una solución ventajosa para evitar los problemas que se tendría para ampliar la subestación Vizcarra. La línea Vizcarra-Paramonga se puede dividir en dos tramos Vizcarra-Conococha y Conococha-Paramonga, mediante una derivación entrada salida en la SE Conococha en las estructuras Nº 493 y 494. 3. RECOMENDACIONES DE OSINERGMIN Y COES OSINERGMIN en su Informe Nº 0276-2007-GART, concluye en lo siguiente:

• Es necesario efectuar un segundo circuito de 180 MVA entre las

subestaciones Carhuamayo 220 kV y Paragsha 220 kV con las correspondientes ampliaciones de subestaciones.

• La construcción de un tercer circuito de 180 MVA entre las subestaciones Carhuamayo 220 kV y Paragsha 220 kV, no proporciona más confiabilidad a la generación ni a la demanda de dicha zona. A fin de mitigar el riesgo económico de su construcción una opción sería construir una línea con las estructuras preparadas para doble circuito e implementar, en principio, un solo circuito.

• La construcción de un nuevo circuito de 180 MVA entre Paragsha y Vizcarra se justifica únicamente para la alternativa de máximo crecimiento de la demanda y bajo crecimiento de la oferta en la zona norte del país.

• Se recomienda evaluar la opción de construcción de un enlace entre las subestaciones Carhuamayo 220 kV y Carhuamayo 138 kV.

• Adicionalmente a los tramos evaluados, se ha identificado que la línea 220 kV entre Pachachaca-Oroya, presenta congestiones hacia el año 2011, por lo que se recomienda su evaluación en el próximo estudio del Plan de



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Transmisión y/o Plan de Inversiones del Sistema Complementario de Transmisión.

Por su parte el COES recomendó incluir en el análisis la alternativa de instalar una línea de 3.6 km y un transformador de 220/138 kV para enlazar las subestaciones de Carhuamayo 138 kV y Carhuamayo 220 kV. Asimismo, el COES, en su documento ““Criterios recomendados para el desarrollo de proyectos de transmisión” recomienda que el diseño de las líneas de transmisión permita en el futuro incrementar su capacidad de transmisión hasta 50% y operar en condiciones de emergencia imprevista con una sobre carga igual al 100% de su capacidad nominal por 30 minutos.

4. PLANTEAMIENTO DE RECONFIGURACIÓN DEL PROYECTO

Atendiendo las conclusiones del Anexo A, es necesario reformular la configuración del Proyecto en la llegada y salida de la subestación Vizcarra, para la cual se evaluaron las siguientes opciones: Opción 1: Mantener la configuración de la LT Paragsha-Vizcarra (circuito Nº 2)

pero modificar el tramo Conococha-Huallanca. La actual línea Vizcarra-Paramonga se conecta a la nueva subestación Conococha y se refuerza el tramo Vizcarra-Conococha con un nuevo circuito.

Opción 2: La subestación Paragsha se conecta directamente a la subestación

Conococha y de ésta subestación sale la línea a Huallanca. Se conecta la actual línea Vizcarra-Paramonga a la nueva subestación Conococha.

Opción 3: Se descarta la construcción de la subestación Conococha y se

instala una línea directa entre Paragsha y Huallanca. Adicionalmente, atendiendo las recomendaciones de OSINERGMIN y el COES, se evaluó postergar el tercer circuito Carhuamayo - Paragsha 220 kV y la inclusión del enlace entre las subestaciones Carhuamayo 138 kV y 220 kV, mediante una línea de 138 kV y un transformador 138/220 kV. Los diagramas unifilares correspondientes se aprecian en los gráficos siguientes.



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Opción Nº 1 Opción Nº 2

Carhuaquero

Cajamarca

Huallanca

Vizcarra

Paragsha

Carhuamayo

Conococha

Paramonga

Chimbote

Trujillo

Cerro Corona

A Lima

138 kV

Carhuamayo 138 kV

Carhuaquero

Cajamarca

Huallanca

Vizcarra

Paragsha

Carhuamayo

Conococha

Paramonga

Chimbote

Trujillo

Cerro Corona

A Lima

138 kV

Carhuamayo 138 kV



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Opción Nº 3

Carhuaquero

Cajamarca

Huallanca

Vizcarra

Paragsha

Carhuamayo

Conococha

Paramonga

Chimbote

Trujillo

Cerro Corona

A Lima

138 kV

Carhuamayo 138 kV



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5. ESTUDIOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Se efectuaron nuevas simulaciones de operación del sistema eléctrico para cada una de las opciones de configuración, en condiciones de operación normal y contingencias, según los mismos criterios y procedimientos reportados en el Informe Nº 040-2007-MEM/DGE. Además, se extendió el periodo de proyección hasta el año 2022. Los resultados de los estudios de operación del sistema se presentan en el Anexo B. Las conclusiones de dicho estudio son: a) La mejor configuración del Proyecto es la Opción 2: línea Paragsha -

Conococha y Conococha - Huallanca. La actual línea Vizcarra-Paramonga se deriva y conecta a la nueva subestación Conococha.

b) Resulta una buena opción incluir el enlace de las subestaciones de

Carhuamayo 138 kV y Carhuamayo 220 kV mediante una línea de 138 kV e instalar un transformador de 138/220 kV, 100 MVA en la subestación Carhuamayo 220 kV.

c) En previsión al desarrollo futuro de las cargas de la zona norte, las líneas

de transmisión deberían estar previstas para ampliar su capacidad mediante instalación de compensación capacitiva serie. Para lo cual las subestaciones asociadas deberían incluir las reservas de espacio y conexión.

d) No es conveniente dividir por etapas la instalación de los dos circuitos del

tramo de línea Paragsha-Carhuamayo, por que es un tramo relativamente corto y la línea existente tiene una capacidad de sólo 150 MVA.

d) Resulta necesario fijar límites de pérdidas por efecto Joule, a efectos de

que los conductores de las líneas sean adecuadamente dimensionados y no afecten la eficiencia global del sistema de transmisión.

e) Es conveniente fijar que el diseño de los tramos de línea más importantes y

de mayor longitud permitan en el futuro incrementar hasta 30% su capacidad de transmisión respecto al valor de capacidad nominal, y que



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acepten una sobre carga de hasta 80% de su potencia nominal en operación de emergencia por 30 minutos.

Los resultados y los diagramas de flujo de potencia para las distintas configuraciones y condiciones estudiadas son presentados en el Anexo B.

6. CONFIGURACIÓN DEL PROYECTO

De los estudios efectuados se recomienda que el Proyecto quede configurado de la siguiente manera:

6.1. Líneas de transmisión

En el cuadro indicado a continuación se presenta para cada tramo el número de circuitos, el número de conductores por fase, la capacidad nominal por cada circuito, la capacidad de diseño de los conductores y la longitud aproximada de los indicados tramos en Km.

Tramo Número de circuitos

Número de conductores

por fase

Capacidad nominal por cada circuito

(1)

Capacidad de diseño

de los conductores

(2)

Longitud aproximada

(km)

Carhuamayo-Paragsha 220 kV 2 1 150 MVA 210 MVA 42

Paragsha-Conococha 220 kV 1 1 180 MVA 250 MVA 174

Conococha-Huallanca 220 kV 2 1 ó 2 (3) 180 MVA 250 MVA 165

Huallanca-Cajamarca 220 kV 2 1 ó 2 (3) 240 MVA 340 MVA 230

Corona-Carhuaquero 220 kV (4) 1 1 150 MVA 210 MVA 81

Enlace Huallanca Existente - Huallanca

Nueva 138 kV 1 1 100 MVA 100 MVA 1.0

Enlace 138 kV entre Carhuamayo 138 kV - Carhuamayo 220 kV

1 1 100 MVA 100 MVA 3.6

Notas:



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(1) Capacidad en régimen de operación normal, continuo. La capacidad de diseño de los conductores debe permitir soportar una sobre carga hasta el 80% de la capacidad nominal en operación de emergencia por 30 minutos.

(2) Capacidad de diseño para permitir ampliaciones futuras. (3) El número de conductores será definido por el concesionario. (4) El tramo Cajamarca-Corona está en construcción por la firma Compañía Transmisora Nor

Peruana.

6.2. Compensación reactiva inductiva/capacitiva

Ubicación Potencia (MVAr) (1) Observaciones SE Huallanca 220 kV Reactor 2 x 50 MVAr Debe verificarse potencia y número

de módulos de acuerdo requerimientos del SEIN

SE Cajamarca 220 kV Compensador variable de 60 MVAR

inductivos a 120 MVAr capacitivos

Debe verificarse tamaño en función a factor de potencia de las cargas mineras y configuración de las redes de suministro

(1) valores referenciales. Las capacidades finales serán definidas por el Concesionario.

6.3. Subestaciones

Como parte del Proyecto deben ampliarse o construirse las siguientes subestaciones. El número de celdas indicado corresponde a las salidas de líneas, transformador y compensación reactiva que forman parte de la configuración general del Proyecto. Ampliaciones adicionales pueden ser requeridas al desarrollarse la ingeniería del proyecto, tales como celdas de acoplamiento y conexión de enlaces entre instalaciones próximas

Subestación Número de Celdas en

220 kV

Observaciones

Conococha Nueva 6 Conectar la línea Paramonga-Vizcarra mediante esquema entrada-salida

Huallanca Nueva 8

(+3 de 138 kV)

• Transformador 138/220 kV, 100 MVA • Reactores 2 x 50 MVAr • Barras y celdas en 138 kV • Enlace con SE Huallanca existente • Celda de acoplamiento de barras

Cajamarca Ampliación 4 • Equipo de compensación reactiva variable.

• Conversión a doble barra + celda de



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acoplamiento. Carhuaquero Ampliación 1 Corona Ampliación 1 Carhuamayo 220 kV Ampliación 3

(+1 de 138 kV) • Transformador 138/220 kV de 100

MVA Carhuamayo 138 kV Ampliación 1 de 138 kV Celda de salida para enlace con

Carhuamayo 220 kV (existe una celda equipada disponible propiedad de Electroandes)

Paragsha 220 kV Ampliación 3

Los diagramas unifilares y la disposición de equipos que figuran en el Anexo A, deben ser tomados como referencia. El Concesionario, en la etapa de diseño final deberá efectuar las adecuaciones o modificaciones que considere conveniente y necesarias, pero manteniendo la flexibilidad operativa, de maniobra y de seguridad compatibles con las configuraciones de referencia. 7. DETERMINACIÓN DE NIVEL MÁXIMO DE PÉRDIDAS JOULE

Tratándose de líneas largas, el costo de pérdidas Joule durante la operación del Proyecto tiene una incidencia importante en los costos operativos del SEIN. En consecuencia, en esta sección se describe el procedimiento seguido para calcular el nivel de pérdidas máximas por efecto Joule que deberá especificarse para las líneas del Proyecto. El procedimiento consistió en:

a) A partir de las simulaciones de flujo de potencia se determinaron los

flujos en las líneas para la condición de operación normal, hora de máxima demanda anual de los diferentes años estudiados.

b) Con los valores anteriores se determinaron las pérdidas de potencia Joule para diferentes secciones de conductor.

c) Se determinaron las pérdidas de energía correspondientes asumiendo valores representativos de factor de carga anual y factor de pérdidas.

d) Se valorizaron las pérdidas anuales, asumiendo un costo medio monómico igual a $45.00/MWh.



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e) Se completaron los valores anuales mediante interpolación lineal y para los años posteriores al 2015 se consideró una serie de valores uniformes hasta completar una serie de 20 años.

f) Se calculó el valor presente de los costos de las pérdidas a la tasa de descuento de 12 % anual. Como resultado se obtuvo el VP del costo de las pérdidas para cada sección de conductor.

g) Los valores anteriores se compararon con el costo de los conductores más un porcentaje que refleje el mayor costo de las estructuras soporte.

h) Del paso anterior se seleccionó la sección del conductor que corresponde al de menor costo agregado: costo de conductor más pérdidas.

i) Para dicho conductor se calculó el porcentaje de pérdidas de potencia por efecto Joule que tendría al transportar la potencia nominal en el extremo de entrega, a un factor de potencia de 0.95 inductivo.

j) Para cada tramo de línea se determinó el límite permitido de % de pérdidas Joule, como el valor redondeado superior del valor calculado.

En los gráficos siguientes se presentan los resultados de los cálculos de costos y los porcentajes de pérdidas máximas.



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Gráficos: Costo de pérdidas y costo de conductor

LT 220 kV Carhuamayo-Paragsha

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

MIle

s U

S$

pérd. 3,538 3,173 2,437 1,987

costo 772 858 1,043 1,282

Total 4,310 4,031 3,480 3,268

% 1.21% 1.09% 0.84% 0.68%

starling drake curlew pheasant

LT 220 kV Paragsha-Conococha

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

MIle

s U

S$

pérd. 9,748 8,671 6,561 5,297

costo 3,181 3,534 4,296 5,281

Total 12,928 12,205 10,858 10,578

% 5.61% 4.96% 3.71% 2.97%




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LT 220 kV Conococha-Huallanca

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

MIle

s U

S$

pérd. 9,356 8,313 6,275 5,060

costo 3,011 3,345 4,066 4,999

Total 12,366 11,658 10,342 10,059

% 5.08% 4.50% 3.38% 2.72%


LT 220 kV Huallanca-Cajamarca

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

MIle

s U

S$

pérd. 16,219 14,401 10,856 8,746

costo 8,414 9,347 11,364 13,970

Total 24,633 23,749 22,220 22,716

% 5.10% 4.50% 3.35% 2.68%




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LT 220 kV Corona-Carhuaquero

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

MIle

s U

S$

pérd. 2,083 1,867 1,434 1,168

costo 1,482 1,646 2,001 2,460

Total 3,564 3,513 3,435 3,628

% 2.36% 2.11% 1.61% 1.31%


Como resultado del proceso de cálculo se obtuvo los siguientes porcentajes de pérdidas por cada tramo de línea:

% de pérdidas a Pot. Nominal/circuito

Tramo de línea Pot.

Nominal Valor calculado

valor Redondeado

LT 220 kV Carhuamayo-Paragsha 150 MVA 0.84 1.00 LT 220 kV Paragsha-Conococha 180 MVA 2.97 3.50 LT 220 kV Conococha-Huallanca 180 MVA 2.72 3.00 LT 220 kV Huallanca-Cajamarca 240 MVA 3.35 4.00 LT 220 kV Corona-Carhuaquero 150 MVA 1.61 2.00

8. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE REFERENCIA En los anexo C y D se indican las especificaciones técnicas del Proyecto. Especificaciones mínimas: son aquellas que limitan como mínimo (o como máximo, según sea el caso) las especificaciones que deberá cumplir el Concesionario, tanto en el diseño como e la operación de las instalaciones.



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Especificaciones de referencia: son aquellas que se usan como referencia técnica, pero que podrán ser modificadas para ajustarlas o adecuarlas al diseño y construcción de las instalaciones, o a las características de los equipos y suministros, debidamente sustentadas.

Se anota que, previamente a la contratación de los suministros, equipos, y ejecución del Proyecto, el Concesionario debe haber elaborado, presentado y obtenido la aprobación del COES, del estudio de pre operatividad, según lo especificado en el Reglamento de Transmisión. 9. PRESUPUESTO DEL MONTO DE INVERSIÓN

Para la configuración definida, se ha estimado el monto total de inversión, cifra que llega a la suma de US$ 210,8 millones, según el siguiente desagregado por componentes:

PRESUPUESTO REFERENCIAL RESUMEN GLOBAL DE COSTOS DE INVERSIÓN

DESCRIPCIÓN PARTICIPACIÓN(%)

LINEAS DE TRANSMISIÓNCarhuamayo - Paragsha 220 kV 7 986 837 3.8%Paragsha - Conococha 220 kV 17 977 501 8.5%Conococha - Huallanca 220 kV 29 959 901 14.2%Huallanca - Cajamarca 220 kV 40 283 686 19.1%Carhuaquero - Corona 220 kV 11 684 183 5.5%Sub Total Líneas de Transmisión 107 892 108 51.2%

SUBESTACIONES DE POTENCIACarhuamayo 220/138 kV 10 975 585 5.2%Paragsha 220 kV 3 695 158 1.8%Conococha/Vizcarra 220 kV 7 422 950 3.5%Huallanca Nueva 220 kV 21 516 102 10.2%Cajamarca 56 334 840 26.7%Cerro Corona 1 504 021 0.7%Caruaquero 220 kV 1 504 021 0.7%Sub Total Sub estaciones de Potencia 102 952 678 48.8%

COSTO TOTAL DE INVERSIÓN 210 844 786 100.0%

COSTOS DE INVERSIÓN

(US $)



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En el Anexo E se incluye el informe del consultor Kiev Asociados S.A.C. con los detalles del presupuesto de inversión del Proyecto.

10. CONCLUSIONES

Las principales conclusiones del presente informe son: a) Se debe modificar ligeramente la configuración del Proyecto,

considerando las dificultades que se presentan para ampliar la subestación Vizcarra. En su reemplazo se propone construir una nueva subestación en Conococha, a la cual también se conectará la línea Vizcarra-.Paramonga Nueva.

b) La configuración de las líneas de transmisión queda según el siguiente cuadro:



por fase


(1)


de los conductores

(2)

Longitud aproximada

(km)





Corona-Carhuaquero 220

kV (4) 1 1 150 MVA 210 MVA 81

Enlace Huallanca Existente -

Huallanca Nueva 138 kV

1 1 100 MVA 100 MVA 1.0

Enlace 138 kV entre Carhuamayo 138 kV - Carhuamayo

220 kV

1 1 100 MVA 100 MVA 3.6



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c) Las simulaciones de flujo de potencia con un horizonte al año 2022,

indican que se requerirán mayores potencias de transmisión que las calculadas para el año de referencia del presente estudio (2015), por lo que es razonable, según lo planteado por el COES-SINAC, que el diseño de la ampacitancia de las líneas de mayor longitud, permita ampliar su capacidad de transmisión de las líneas en el orden de 40% con la adición de equipos de compensación serie o paralelo.

d) Igualmente, se encuentra aceptable modificar el criterio de operación de emergencia, a efectos de que en situaciones especiales pueda operarse por algunas horas hasta la máxima ampacitancia de diseño, y en condición de emergencia imprevista hasta un 80% de la capacidad nominal, por un lapso de 30 minutos, tal que permita a los operadores efectuar las maniobras de reconfiguración de la transmisión, generación o carga.

e) Se amplia la relación de especificaciones técnicas, a efectos de precisar mejor los requerimientos técnicos mínimos (o máximos, según sea el caso) que deberán cumplir las instalaciones, y las especificaciones de referencia que podrán ser adaptados o adecuados según el desarrollo de la ingeniería del proyecto.

f) El monto total de inversión, se estima en la suma de US$ 155,7 millones. 11. RECOMENDACIONES

Se recomienda comunicar a ProInversión los cambios de configuración y especificaciones técnicas del Proyecto, a efectos que sean incluidos en los documentos del proceso de licitación en marcha.

Lima, 20 de noviembre de 2007 _____________________ Ing. Ismael Aragón Castro Asesor Técnico DGE Aprobado: VºBº


Adenda al Informe Nº 040-2007-MEM/DGE

ANEXO A

FACILIDADED PARA LAS AMPLIACIONES DE LAS SUBESTACIONES VINCULADAS AL

PROYECTO

INFORME TECNICO “SERVICIO DE CONSULTORIA PARA IDENTIFICAR

LAS FACILIDADES DE AMPLIACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ASOCIADAS AL PROYECTO

L.T. VIZCARRA-HUALLANCA-CAJAMARCA-CARHUAQUERO”

Ing. Roger Chávez



ANEXO B

RESULTADOS DEL ESTUDIOS DE OPERACION DEL SISTEMA ELÉCTRICO



ANEXO C

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS LINEAS DE TRANSMISION



ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS LINEAS DE TRANSMISION

1. El Concesionario será responsable de la selección de la ruta y recorrido de

las líneas de transmisión, incluyendo lo relacionado a la construcción de accesos, para lo cual deberá ceñirse a las normas vigentes y entre otros deberá considerar:

1.1 Gestión de los derechos de servidumbre y el pago de las

compensaciones a los propietarios o posesionarlos de los terrenos. 1.2 La faja de servidumbre deberá cumplir con las normas nacionales. 1.3 Obtención del CIRA (certificación del INC sobre no afectación a restos

arqueológicos). 1.4 Estudio de Impacto ambiental y su plan de monitoreo. Se debe incluir la

participación del INRENA y evitar cruzar parques nacionales. 1.5 Obtención de la concesión de transmisión.

2. Las líneas deben cumplir como mínimo los requisitos del CNE-Suministro 2001

Voltaje de operación nominal : 220 kV Voltaje máximo de operación : 245 kV Voltaje de sostenimiento de maniobra : 750 kV Voltaje de sostenimiento al impulso atmosférico : 1050 kV Para altitudes mayores a 1000 m, los valores anteriores deberán ser corregidos por altitud. Las distancias de seguridad en los soportes y el aislamiento deberá corregirse por altitud. El aislamiento en zonas contaminadas o donde la lluvia es escasa deberá verificarse por línea de fuga

3. Se deberán cumplir con los siguientes valores eléctricos :

3.1 Máximo gradiente superficial en los conductores: 17 kV/cm, solo

permitiéndose 19 kV/cm en tramos excepcionales de la línea. 3.2 Límites de radiaciones no ionizantes para exposición poblacional

según el Anexo C4.2 del CNE-Utilización 2006. 3.3 Ruido audible al límite de la servidumbre para zonas residenciales

según el Anexo C3.3 del CNE –Utilización 2006.



4. Capacidad mínima de transmisión de cada línea: Para cada tramo y circuito será el valor indicado en la siguiente cuadro:



por fase


(1)


de los conductores

(2)

Longitud aproximada

(km)





Corona-Carhuaquero 220

kV (4) 1 1 150 MVA 210 MVA 81

Enlace Huallanca Existente -

Huallanca Nueva 138 kV

1 1 100 MVA 100 MVA 1.0

Enlace 138 kV entre Carhuamayo 138 kV - Carhuamayo

220 kV

1 1 100 MVA 100 MVA 3.6

• Los valores de Capacidad Nominal corresponden a la operación normal,

continua y en régimen permanente de cada circuito y serán utilizados para efectos de operación de las instalaciones por el COES.

• Capacidad de diseño de los conductores: El dimensionamiento de los

conductores y la verificación de las distancias respecto al terreno, deberá permitir operar cada circuito de manera continua como mínimo hasta el valor indicado. En caso de requerirse, la capacidad de transmisión se podrá incrementar hasta la capacidad de diseño con la adición de equipos de compensación reactiva.

• Capacidad de sobre carga de corta duración: Las líneas deben estar en

condiciones de con una sobre carga de 80% , respecto al valor de capacidad Nomina, por un periodo de 30 minutos,



5. Distancias de seguridad, calculadas a la máxima temperatura en el conductor y luego de un creep de 20 años serán las especificadas en la tabla 232-1ª del CNE-Suministro.

6. El diseño del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda, la

puesta a tierra y el uso de materiales, deberá ser tal que la tasa de salida fuera de servicio de la línea por descargas atmosféricas cumpla las siguientes tolerancias máximas:

• Líneas de doble circuito:

o salida de un circuito 1.0 salidas/100 km-año o salida simultánea de los dos circuitos 0.2 salidas/100 km-año

• Líneas de simple circuito:

o Salida del circuito 0.2 salidas/100 km-año

A manera de referencia se recomienda lo siguiente :

o Utilización de cables de guarda adicionales laterales en caso de vanos largos que crucen grandes quebradas o cañones.

o Utilización de puestas a tierra capacitivas en las zonas rocosas o de

alta resistividad. o Selección de una ruta de línea que tenga un nivel ceráunico bajo. o Utilización de materiales (aisladores, espaciadores, ferretería, cables

OPGW,etc) de comprobada calidad para lo cual se deberá utilizar suministros con un mínimo de 20 años de fabricación a nivel mundial.

Las salidas fuera de servicio no programadas que excedan estos límites serán penalizados con el monto equivalente al 0.5% de la remuneración anual que le corresponde al tramo de línea fallado, por cada falla registrada adicional a la tolerancia indicada. Estas penalidades se aplicarán independientemente de las compensaciones especificadas en la NTCSE por mala calidad del suministro o mala calidad del servicio.

7. Uno de los cables de guarda será del tipo OPGW, tal que permita la protección diferencial de línea, envío de datos al COES en tiempo real, telemando y telecomunicaciones. Este cable, como el complementario de



apantallamiento, deberán ser capaces de soportar el cortocircuito a tierra hasta el año 2030.

8. Para los servicios de mantenimiento de la línea se podrá utilizar un sistema

de comunicación con celulares satelitales en lugar de un sistema de radio UHF/VHF

9. Se podrá utilizar cables de AAAC, ACSR o ACAR según las cargas, vanos

y tiros adecuados que presenten la mejor opción de construcción y operación siempre y cuando se garantice un tiempo de vida útil de 30 años.

Los límites máximos de pérdidas Joule, por cada tramo y circuito de línea, calculado para la potencia nominal medida en el extremo de recepción, a factor de carga igual a 0.95, será el indicado en el siguiente cuadro: El cumplimiento de este nivel de pérdidas será verificado por el concedente mediante los cálculos de diseño del conductor, previo a la adquisición de los suministros por el concesionario. No se autorizará la instalación del conductor en caso de incumplimiento de los valores de pérdidas límites.

10. Indisponibilidad por mantenimiento programado: El número de horas por

año fuera de servicio por mantenimiento programado de cada línea de transmisión no deberá exceder de dos jornadas de ocho horas cada una.

11. Tiempo máximo de reposición post falla: El tiempo de reposición del tramo de línea que haya tenido una falla fugaz que ocasione desconexión de un circuito, debe ser menor a 30 minutos.



ANEXO D

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS SUBESTACIONES



ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS SUBESTACIONES

1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES En el presente anexo se especifica los requerimientos técnicos que deberán soportar y cumplir los equipos de las subestaciones. Sin embargo durante el desarrollo del estudio definitivo deberán realizarse todos aquellos estudios que determinen el correcto comportamiento operativo del sistema propuesto. El Concesionario deberá instalar equipos de fabricantes que tengan un mínimo de experiencia de fabricación y suministro de quince (15) años. Los equipos deberán ser de última tecnología, no se aceptarán equipos con poca experiencia de operación. Se deberán presentar referencias de suministros similares y de referencias acreditadas de operación exitosa de equipos por parte de operadores de sistemas de transmisión. Los equipos deberán contar con informes certificados por institutos internacionales reconocidos, que muestren que esos han pasado exitosamente las Pruebas de Tipo. Todos los equipos serán sometidos a las Pruebas de Rutina. Por lo menos un equipo de un conjunto similar de equipos de 220 kV será sometido a las Pruebas de Tipo. Las normas aplicables que deberán cumplir los equipos son, principalmente las siguientes: ANSI/IEEE IEC VDE NEMA ASTM NESC NFPA



2. UBICACION Y ESPACIO PARA AMPLIACIONES FUTURAS 2.1 Ampliación de subestaciones existentes En el estudio de identificación de disponibilidad de espacio para efectuar las ampliaciones de las subestaciones existentes, se ha identificado la existencia de terreno dentro o adyacente a las subestaciones. Sin embargo, será de responsabilidad del concesionario gestionar y coordinar el uso de los espacios disponibles con los respectivos titulares de las subestaciones, así como coordinar los requerimientos de equipamiento, estandarización, uso de instalaciones comunes y otros. El concesionario será también el responsable de adquirir los terrenos adyacentes, donde sea requerido, y efectuar las obras de modificación y adecuación de las subestaciones. 2.2 Subestaciones nuevas Para las subestaciones nuevas la información del Anexo A es sólo referencial. El concesionario será responsable de seleccionar la ubicación final, determinar el área requerida, adquirir el terreno, habilitarlo y construir la infraestructura necesaria. Deberá preverse el espacio de terreno para ampliaciones futuras, por lo menos para un 50% más de celdas que las instaladas como parte del Proyecto. En el caso de la Subestación Huallanca Nueva, se debe considerar también espacio para la instalación futura de equipos de compensación serie en cada uno de los circuitos que llegan a la subestación. Igualmente, el concesionario efectuará los arreglos con los respectivos titulares, para la utilización de la celda de 138 kV en la subestación Huallanca existente y las obras de refuerzo, adecuación y/o construcción del enlace entre las dos subestaciones Huallanca Nueva y Huallanca existente. 2.3 Configuración del Sistema de Barras El sistema de barras para cada subestación es el siguiente Subestación Carhuamayo 220 kV: es un sistema doble barra, que será ampliado para dos (2) celdas de línea una del autotransformador 220/138 kV. Además se



instalará la celda de salida en 138 kV de la línea de enlace con la SE Carhuamayo 138 kV de Electroandes. Subestación Carhuamayo 138 kV de Electroandes: Instalación de una celda de salida para la línea de enlace con la SE Carhuamayo. Electroandes indica que tiene una celda equipada disponible, pero será responsabilidad del concesionario el arreglo de uso con Electroandes. Subestación Paragsha 220 kV: Es una sistema doble barra, que será ampliado para tres (3) celdas de línea. Subestación Huallanca Nueva 220 kV: se propone un sistema doble barra en “U”, inicialmente para ocho (8) celdas en 220 kV. Además se instalará un transformador de 220/138 kV 100 MVA y el sistema de barras en 138 kV, simple barra, con 2 celdas de línea y una de transformador. Subestación Conococha 220 kV: es un sistema doble barra, para cinco (5) celdas d línea y una celda de acoplamiento. Subestación Cajamarca Nueva 220 kV: incluye la conversión de simple barra a doble barra, con dos (2) celdas de línea, una celda para el equipo SVC y una celda de acoplamiento, además de completar el equipamiento de seccionadores de las líneas existentes. Subestación Cerro Corona 220 kV: sistema de simple barra, que será ampliada para albergar una (1) celda de línea. Subestación Carhuquero 220 kV: sistema de simple barra, que será ampliada para albergar una (1) celda de línea.

3. NIVELES DE TENSIÓN Y AISLAMIENTO - Nivel de 245 kV Tensión nominal 220 kV Máxima tensión de servicio 245 kV Resistencia a tensión de impulso 1,050 kVpico Resistencia a sobretensión a 60 Hz. 460 kV - Nivel de Protección Línea de fuga 25 mm/kV



Protección contra descargas atmosféricas: clase 3 - Distancias de Seguridad Las separaciones entre fases para conductores y barras desnudas al exterior serán las siguientes:

En 220 kV 4.00 m Todas las distancias deberán cumplir con lo establecido en las normas ANSI/IEEE. 4. NIVELES DE CORRIENTE Todos los equipos de maniobra (interruptores y seccionadores) deberán soportar la corriente régimen normal y de emergencia de las líneas o transformadores conectados a ellos. Los transformadores de corriente deberán tener por lo menos cuatro núcleos secundarios:

• Dos núcleos de protección 5P20 • Dos núcleos de medición clase 0.2 para facturación y

clase 0.5 5. REQUERIMIENTOS SÍSMICOS Teniendo en cuenta que el proyecto esta localizado en áreas con diferentes características sísmicas, todos los equipos deberán estar diseñados para trabajar bajo las siguientes condiciones sísmicas:

Aceleración horizontal 0.5 g Aceleración vertical 0.3 g Frecuencia de oscilación 10 Hz

6. TRANSFORMADORES Y REACTANCIAS 6.1 Potencia nominal:

Los transformadores de potencia deben ser de la potencia nominal indicada en el Informe.



El porcentaje de sobre carga de corta duración debe cumplir con las normas IEC. En el caso de reactores y equipos de compensación reactiva, la cantidad y potencia debe ser tal que las instalaciones del Proyecto no causen deterioro en los niveles de tensión existentes en las barras en los cuales se conecta, en diversos niveles de carga, tanto en operación normal como durante los procedimientos de energización. En todos los casos, los niveles de tensión deben mantenerse en valores que cumplan con los requerimientos establecidos en la Norma Técnica de Calidad e los Servicios Eléctricos.

6.2 Tensión nominal y sistema de regulación de tensión: Los valores nominales de tensión deberán ser coordinadas con el COES, a efectos de considerar las condiciones particulares de la zona de cada instalación así como los requerimi9entos operativos particulares.

Los transformadores deben contar con sistemas de regulación de tensión automática o manual bajo carga, en un rango de variación no menor a +/- 10% de la tensión nominal, y con un paso de escalones igual o inferior a 1% de la tensión nominal. El tipo y rango de variación de los taps deberá ser igualmente coordinado con el C OES.

6.3 Grupo de conexión:

Deben estar de acuerdo con, las características del área del SEIN donde se desarrolla el Proyecto.

6.4 Nivel de asilamiento:

Los autotransformadores y reactores deberán cumplir con las exigencias establecidas en el numeral 1.1: Niveles de Tensión y Aislamiento.

6.5 Sistema de Refrigeración

Los autransformadores y reactores serán del tipo sumergidos en aceite, refrigerados por circulación natural del aceite y aire (ON/AN).



El diseño del transformador permitirá incrementar su capacidad hasta en 50% mediante ventilación forzada. Los postores deberán garantizar los valores de la capacidad de los autotransformadores y reactores y pérdidas en las siguientes condiciones:

100% de refrigeración 90% de refrigeración 80% de refrigeración 70% de refrigeración 60% de refrigeración 50% de refrigeración

El Incumplimiento de los valores garantizados será penalizado conforme se precisa y establece en las normas ANSI/IEEE e IEC.

6.6 Pérdidas

Se deberán garantizar las pérdidas en los autotransformadores para los siguientes niveles de carga permanente:

100% 90% 80% 70% 60% 50%

El Incumplimiento de los valores garantizados será penalizado conforme se precisa y establece en las normas ANSI/IEEE e IEC.

6.7 Protección Contra Incendio Los postores deberán considerar un sistema de protección contra incendio que asegure el aislamiento y la extinción rápida y segura del siniestro a la vez que cumpla con los requerimientos de protección al medio ambiente. 6.8 Recuperación de Aceite Todas las unidades de transformación deberán tener un sistema de captación y recuperación del aceite de los transformadores, en caso de falla.



7. EQUIPOS DE 220 KV El equipamiento de las bahías para conexión a líneas de 220 kV podrá ser: a) Convencional, al exterior y bajo pórticos y estarán constituidas por lo menos

con los siguientes equipos:

Pararrayos Transformador de Tensión capacitivo Trampa de Onda. Seccionador de Línea con cuchillas de tierra Transformadores de corriente Interruptor de operación uni-tripolar Seccionador de barras

b) Encapsulado en gas SF6 a alta presión, tipo GIS, instalación al exterior, y

equipos convencionales al exterior bajo pórtico y estará constituido por lo menos por los siguientes equipos:

Al exterior: Pararrayos Transformador de Tensión capacitivo Trampa de Onda Seccionador de línea con cuchillas de tierra.

Encapsulado GIS Seccionador de Línea con cuchillas de tierra Transformadores de corriente Interruptor de operación uni-tripolar Seccionador de barras, con cuchillas de tierra

8. PROTECCIÓN Y MEDICIÓN La protección del sistema de transmisión deberá contar con sistemas de protección primaria y secundaria y deberá cumplirse con los Requisitos Mínimos para los Sistemas de Protección del COES1. 8.1 Líneas de transmisión

1 “Requisitos mínimos para los Sistemas de Protección del SEIN”. COES SINAC. Octubre 2007



La protección de las líneas estará basada en una protección primaria y secundaria del mismo nivel y sin ser excluyentes, y protección de respaldo, entre otros, los siguientes. Protección primaria relés de distancia Protección secundaria relés de corriente diferencial Protección de respaldo relés de sobrecorriente

relés de sobrecorriente direccional a tierra relés de desbalance relés de mínima y máxima tensión relé de frecuencia

Todas las líneas deberán contar con relés de recierre monofásico coordinados por el sistema de teleprotección que actúen sobre los respectivos interruptores ubicados a ambos extremos de la línea. El tiempo máximo de despeje de falla y el tiempo muerto para el recierre deben obtenerse de los estudios de estabilidad correspondientes a cada línea en particular. Los interruptores deben permitir el recierre monofásico y deberán estar equipados para utilizar tiempos de espera durante el recierre en el rango de 400 a 800 ms. 8.2 Autotransformadores y Reactores Los autrotransformadores y reactores deberán contar con la siguiente protección, entre otros: Protección principal relés de corriente diferencial Protección secundaria relé de bloqueo

relé de sobrecorriente relé de sobrecorriente a tierra

8.3 Capacitores Los bancos de capacitores deberán contar con la siguiente protección, entre otros: Protección secundaria relés de sobre corriente Protección de respaldo relé de desbalance

relé de mínima y máxima tensión relé de frecuencia



9. TELECOMUNICACIONES Se deberá contar con un sistema de telecomunicaciones principal y secundario en simultáneo y no excluyentes, más un sistema de respaldo en situaciones de emergencia, que permitan la comunicación permanente de voz y datos entre las subestaciones, basado en fibra óptica, satelital y onda portadora. Los sistemas de medición, comunicaciones y control deben tener la capacidad de transmitir información con una disponibilidad de 99.9%, conforme a lo requerido por kis sistemas SCADA/EMS. 10. SERVICIOS AUXILIARES En corriente alterna será 400-230 V, 4 conductores, neutro corrido, para atender los servicios de luz y fuerza de la subestación. Las subestaciones nuevas deberán contar con un grupo diesel de emergencia para atender la carga completa de la subestación En corriente continua será 110 – 125 V cc, para atender los servicios de control y mando de la subestación. Para telecomunicaciones se empleará la tensión de 48 V cc. Los servicios de corriente continua serán alimentados por dobles conjuntos de cargadores – rectificadores individuales 380 V, 60 Hz, a 110 Vcc y a 48 Vcc, respectivamente, con capacidad cada uno para atender todos los servicios requeridos y al mismo tiempo la carga de sus respectivos bancos de acumuladores (baterías). 11. CONTROL Los tableros de protección y medición estarán ubicados al lado de cada bahía de conexión y se conectarán por fibra óptica radial hasta la Sala de Control. Se preverán los siguientes niveles de operación y control: Local manual, sobre cada uno de los equipos Remoto automático, desde:

- la sala de control de la subestación - un centro de control remoto a la subestación



Las subestaciones nuevas deberán contar con un sistema de vigilancia y seguridad externo e interno que permita el control permanente y la operación de la subestación, desde el interior y desde un centro de control remoto, Las subestaciones estarán integradas a un sistema SCADA para el control, supervisión y registro de las operaciones en la subestación. Para esto se deberá diseñar un sistema que cumpla con los últimos sistemas tecnológicos de acuerdo con la norma IEC 61850. Además deberán estar conectadas al sistema y centro de control operativo del COES SINAC. 12. MALLA DE TIERRA Todas la subestaciones nuevas deberán contar con una malla de tierra profunda que asegure al personal contra tensiones de toque y de paso. Al mismo tiempo la malla de tierra deberá permitir la descarga segura a tierra de las sobretensiones de origen atmosférico sin que los equipos instalados sean afectados. A la malla de tierra se conectarán todos los elementos sin tensión de todos los equipos. Todos los pararrayos serán también conectados a electrodos de tierra individuales. Todas las subestación contarán con blindaje contra descargas atmosféricas. 13. OBRAS CIVILES Todas subestaciones deberán contar con un cerco perimétrico de ladrillos con protección por concertina y portones de ingreso. Interiormente deberán contar con vías y facilidades de transporte para el mantenimiento y construcción de ampliaciones futuras. Se preverá un edificio o sala de control que alojará a los sistemas de baja tensión, control centralizado local y comunicaciones. Las subestaciones nuevas deberán prever las obras sanitarias necesarias cuando se requieran.



Todas las subestaciones contarán con un sistema de drenaje interno para la evacuación de las aguas pluviales y un sistema de drenaje externo para evitar el ingreso de agua de lluvia. Las plataformas de las subestaciones tendrán una pendiente del 2% para el drenaje interno.



ANEXO E PRESUPUESTO DE INVERSIÓN DEL

PROYECTO

INFORME TÉCNICO “ESTUDIO DE COSTOS DE TRANSMISIÓN Y

SUBESTACIONES LINEA DE TRANSMISION 220 KV PARAGSHA-VIZCARRA-

CONOCOCHA-CAJAMARCA-CARHUAQUERO”

Kiev Asociados S.A.C.

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