Estudio Preoperatividad Para La Conexion Al SEIN Del Proyecto CH Pizarras

CENTRAL HIDROELECTRICA LAS PIZARRAS

ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD DE LA CONEXIÓN AL SEIN

NOVIEMBRE 2010

Estudio de Pre Operatividad CH Pizarras

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INDICE DE CONTENIDO

1. CARACTERISTICAS TECNICAS DEL PROYECTO………………………………………6

1.1 RESUMEN DE LAS CARACTERISTICAS GENERALES………………………………….6

1.2 VISTA DE PLANTA DE LA CENTRAL……………………………………………………….6

1.3 DIAGRAMAS UNIFILARES DEL SISTEMA ELECTRICO Y DE LA PROTECCION DE LA CENTRAL...…………………………………………………………………………………7

1.4 CARACTERISTICAS DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES….…………………….7

1.4.1 TURBINA……………………………………………………………………………….7

1.4.2 GENERADOR………………………………………………………………………….8

1.4.3 TRANSFORMADOR DE POTENCIA………………………………………………..8

1.4.4 INTERRUPTORES MT………………………………………………………………..9

1.5 DESCRIPCION DE LOS COMPONENTES DE CONTROL…………………….…………9

1.5.1 SISTEMAS DE EXCITACIÓN Y REGULACION AUTOMATICA DE TENSION…………9

1.5.2 SISTEMA DE GOBERNADOR (CONTROL POTENCIA – FRECUENCIA)……….……..9

1.5.3 SISTEMA DE SUPERVISION Y CONTROL…………………………………………..…...10

2. INGENIERIA DE LA TRANSMISION PARA LA CONEXIÓN DE LA CENTRAL….….13

2.1 CARACTERISTICAS ELECTRICAS DEL SISTEMA………………………………………13

2.2 SUBESTACIONES……………………………………………………………………………13

2.2.1 SE PIZARRAS………………………………………………………………………..13

2.2.2 SE ESPINA COLORADA……………………………………………………………14

2.2.3 SISTEMA DE PROTECCIONES…………………………………………………...16

2.2.4 SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES…………………………………………18

2.2.5 SISTEMA DE CONTROL Y DE MANDO………………………………………….19

2.2.6 SISTEMA DE MEDICION…………………………………………………………...19

2.2.7 SISTEMA DE PORTICOS Y BARRAS…………………………………………….19

2.2.8 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA…………………………………………………19

2.2.9 SERVICIOS AUXILIARES…………………………………………………………..20

2.2.10 PLANOS DE PLANTA Y DIAGRAMAS UNIFILARES…………………………...20

2.2.11 DATOS TECNICOS DE LOS EQUIPOS DE PATIO……………………………..20

2.3 LINEA DE TRANSMISION…………………………………………………………………..23


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2.3.1 DESCRIPCION DEL AREA DEL PROYECTO Y PLANO DE RUTA…………………....23

2.3.2 DESCRIPCION DEL EQUIPAMIENTO……………………………………………………..25

2.3.2.1 CONDUCTOR ACTIVO……………………………………………………………..26

2.3.2.2 ESTRUCTURAS……………………………………………………………………..26

2.3.2.3 AISLAMIENTO……………………………………………………………………….27

2.3.2.4 CABLE DE GUARDA………………………………………………………………..28

2.3.2.5 PUESTA A TIERRA………………………………………………………………….28

2.3.3 CONSIDERACIONES DEL DISEÑO MECANICO…………………………………………29

2.3.3.1 CRITERIOS DE DISEÑO……………………………………………………………29

2.3.3.2 CRITERIOS DE DISEÑO ELECTRICO…………………………………………...30

2.3.3.3 CRITERIOS PARA EL DISEÑO MECANICO…………………………………….33

2.3.4 ESTRUCTURAS TIPICAS…………………………………………………………………..36

2.3.4.1 ESTRUCTURAS DE CELOSIA METALICA………………………………………36

2.4 CALCULOS JUSTIFICATIVOS……………………………………………………………..39

2.4.1 NIVELES DE AISLAMIENTO EN LINEAS Y SUBESTACIONES………………39

2.4.2 SELECCIÓN DE PARRAYOS………………………………………………………42

2.4.3 CALCULO DE BARRAS…………………………………………………………….44

2.4.4 PARAMETROS ELECTRICOS DE LAS LINEAS………………………………...50

3. ESTUDIOS ELECTRICOS……………………………………………………………………51

3.1 CRITERIOS DE DISEÑO DEL ESTUDIO…………………………………………………..51

3.2 PREMISAS PARA LA OFERTA……………………………………………………………...51

3.3 CRITERIOS DE DISEÑO DEL ESTUDIO…………………………………………………..52

3.4 PREMISAS PARA LA OFERTA……………………………………………………………...55

4. ANALISIS DE ESTADO PERMANENTE…………………………………………………..60

4.1 BENEFICIOS DEL PROYECTO……………………………………………………………..60

4.2 CASOS ESTUDIADOS DE ESTADO PERMANENTE…………………………………….63

4.3 ANALISIS DE RESULTADOS………………………………………………………………..64

4.3.1 PERFIL DE TENSIONES…………………………………………………………...64

4.3.2 FACTORES DE POTENCIA DE LA CENTRAL PIZARRAS…………………….65

4.3.3 SOBRECARGAS……………………………………………………………………..66


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4.3.4 CONCLUSIONES DE ESTADO PERMANENTE……………………………….66

5. ANALISIS DE CORTOCIRCUITO………………………………………………………….66

5.1 METODOLOGIA……………………………………………………………………………...67

5.2 RESULTADOS DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO………………………………..67

5.3 CONCLUSIONES DE CORTCIRCUITO…………………………………………………...67

6. ANALISIS DE ESTABILIDAD……………………………………………………………….68

6.1 MODELADO DEL SISTEMA DE CONTROL………………………………………………69

6.2 MODELO DE SISTEMA DE EXCITACIÓN TIPO AC8B………………………………….69

6.3 MODELO DEL GOBERNADOR WPIDHY………………………………………………….72

6.4 PRUEBAS DEL COMISIONADO……………………………………………………………74

6.5 CASOS DE ESTUDIO…………………………………………………………………..……76

6.6 ANALISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA……………………………………………...76

6.7 CONCLUSIONES DE ESTABILIDAD TRANSITORIA…………………………………….76

7. CONCLUSIONES DEL ESTUDIO PREOPERATIVO DEL PROYECTO……………….80


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INDICE DE ANEXOS

ANEXO I: CRONOGRAMA.

ANEXO II: CASA DE MAQUINAS.

ANEXO III: UNIFILARES ELECTRICOS Y DE PROTECCION.

ANEXO IV: UNIFILAR DE MEDICIÓN.

ANEXO V: SUBESTACIONES.

ANEXO VI A: PLANO DE RUTA DE LA LT.

ANEXO VI B: PERFIL Y PLANIMETRIA DE LT.

ANEXO VII A: ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL CONDUCTOR ACTIVO.

ANEXO VII B: ACCESORIOS DEL CONDUCTOR ACTIVO.

ANEXO VIII: ESPECIFICACIONES TÉCNICAS ESTRUCTURAS.

ANEXO IX: ESPECIFICACIONES TÉCNICAS AISLADORES.

ANEXO X: PUESTA A TIERRA LT.

ANEXO XI: MATERIALES DE PUESTA A TIERRA LT.

ANEXO XII: MEMORIA DE CALCULOS ELECTROMECANICOS.

ANEXO XIII: TABLAS DE CALCULO MECANICOS CONDUCTOR Y CG.

ANEXO XIV: ESTRUCTURA TÍPICA TIPO A SILUETA.

ANEXO XV: ESTRUCTURA TÍPICA TIPO S SILUETA.

ANEXO XVI: ESTRUCTURA TÍPICA TIPO T SILUETA.

ANEXO XVII: PRESTACIONES DE ESTRUCTURAS TIPICAS.

ANEXO XVIII: SALIDAS DE FLUJO DE CARGA.

ANEXO XIX: SALIDAS DE CORTO CIRCUITO.

ANEXO XX: SALIDAS DE ESTABILIDAD TRANSTORIA.


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ESTUDIO DE PREOPERATIVIDAD PARA LA CONEXIÓN AL SEIN DE LA CENTRAL HIDROELECTRICA LAS PIZARRAS

1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL PROYECTO

1.1 RESUMEN DE LAS CARACTERISTICAS GENERALES

El Proyecto Pizarras está ubicado en el Distrito Sexi, Provincia Santa Cruz del Departamento Cajamarca; en la cuenca alta del río Chancay-Lambayeque. La toma se ubica aproximadamente en las coordenadas UTM (PSAD56) 9.267.234 N, 721.546 E y la descarga en 9.265.478 N, 719.771 E. La zona de influencia del proyecto comprende el sub-sistema entre las subestaciones Chiclayo Oeste y Jaén incluyendo las subestaciones Carhuaquero y Cutervo entre las cuales se conectará el proyecto.

El proyecto Central Hidroeléctrica Las Pizarras constituye una central de pasada y comprende la captación de las aguas del río Chancay mediante presa de derivación y toma lateral, su conducción a presión por la margen izquierda del río, hasta la casa de máquinas, con una capacidad instalada de 2 x 9 MW y una capacidad de generación simultánea de 16.06 MW. La producción media anual en bornes de la central es de 105.7 GWh.

La casa de máquinas está ubicada en la margen derecha del río Cañad en la confluencia de los ríos Chancay y Cañad, en una plataforma con una elevación de 1078.00 msnm. La casa de máquinas estará equipada con dos unidades tipo Francis de eje horizontal, cada una de 9000 kW, dos válvulas de cierre tipo mariposa de 1.70 m de diámetro, equipo electromecánico auxiliar de cada unidad e instalaciones generales de la central. La potencia generada es elevada a 138 kV mediante un transformador de potencia común a ambas unidades, adyacente a la central.

La conexión al SEIN a partir del transformador de potencia, se realiza mediante un tramo de línea corto de 0.2 km hasta la subestación de maniobra Pizarras (diseñada para futuras llegadas). Partiendo de ésta se tiene una línea de 138 kV y 14.73 km hasta la futura subestación Espina Colorada, esta última ubicada sobre la línea de transmisión existente Carhuaquero- Cutervo – Jaen, a 40.5 km de la subestación Carhuaquero.

El cronograma del proyecto se incluye en el Anexo I

1.2 VISTA DE PLANTA DE LA CENTRAL

En el Anexo II de este estudio se presentan los siguientes planos de disposición:

Disposición General Planta

Conexión Casa de máquinas – Subestación Pizarras

Casa de máquinas - plano de emplazamiento planta sótano

Casa de máquinas – planta baja – planta alta

Alimentación obras anexas

Trazado de la ruta línea de transmisión


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1.3 DIAGRAMAS UNIFILARES DEL SISTEMA ELECTRICO Y DE LA PROTECCION DE LA CENTRAL

En el Anexo III de este estudio de presentan los siguientes diagramas unifilares:

Unifilar sistema eléctrico

Unifilar eléctrico general

Casa de máquinas – conexión al SEIN unifilar protección

1.4 CARACTERISTICAS DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES

1.4.1 TURBINA

La central contará con dos (2) turbinas, cada una será del tipo Francis de eje horizontal, de un solo rodete de aproximadamente 9300 kW de potencia en el eje, con control mediante gobernador electrónico y conexión a un alternador de 10000 kVA y un factor de potencia de 0.9 inductivo, diseñadas para un caudal nominal de 11.04 m3/s cada una, bajo una caída neta de 93.35 m, con una potencia total instalada de de 2 x 9000 kW

De acuerdo a las condiciones de caudal y caída, se prevé que la turbina operará con una velocidad de rotación sincrónica de 514 RPM.

Las turbinas serán instaladas en una casa de máquinas cerrada, a un nivel de 1074.6 msnm.

A continuación se establecen los niveles de operación con los que operarán las turbinas; así como el caudal y altura neta de diseño:

Toma:

Nivel máximo excepcional (crecida 1:1000 años) 1177.05 msnm

Nivel máximo de operación 1173.00 msnm

Nivel mínimo de operación 1170.50 msnm

Canal de fuga:

Nivel máximo excepcional (crecida 1:1000 años) 1077.00 msnm

Nivel con 1 unidad a 100% de carga 1075.65 msnm

Nivel con 2 unidades a 100% de carga 1075.65 msnm

Consiguientemente, se tienen las siguientes alturas de caída bruta:

Altura bruta máxima excepcional

(crecida 1:1000 años) 100.05 m

Altura bruta con 1 unidad a 100% de carga 97.35 m

Altura bruta con 2 unidades a 100% de carga 97.35 m

De acuerdo a los valores de pérdida de carga esperados, se tendrían las siguientes alturas de caída neta:

Altura neta con 1 unidad a 100% de carga 93.35 m


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Altura neta con 2 unidades a 100% de carga 84.14 m

Caudal nominal cada unidad (a 100% de carga) 11.04 m3/s

Rendimiento máximo para:

Porcentaje del caudal nominal 85%.

Altura neta 91.10 m

Caudal máximo cada unidad (110% de carga) 12.10 m3/s

1.4.2 GENERADOR

Cada generador será del tipo sincrónico trifásico, enfriado por aire, con rotor de polos salientes y eje horizontal; la forma constructiva del generador estará contemplada en la norma IEC 60034-7, con cojinete de guía y cojinete combinado de guía y empuje del lado de la turbina.

El servicio será continuo tipo S1 (IEC) para operar por periodos ilimitados, a carga nominal máxima.

Datos técnicos:

Aislamiento Clase F

Instalación Eje horizontal

Enfriamiento Aire forzado

Ejecución IP 43 o superior

Eficiencia mínima 98 % (incluyendo pérdidas de todo tipo)

Potencia activa (garantizada) 9000 kW

Factor de potencia cos ф 0.9 inductivo

Voltaje nominal 10 kV

Frecuencia 60 Hz

Potencia nominal 10000 kVA

1.4.3 TRANSFORMADOR DE POTENCIA

El transformador de potencia será uno solo para los dos generadores, tendrá una capacidad de transformación de 20 MVA, elevará la tensión de 10 kV a 138 kV; y grupo de conexión YNd11.

Tendrá un conmutador en vacio en el lado de AT 138 kV de +3x2.5%-1x2.5% el cual solo podrá ser operado en vacio y manualmente; contará con enclavamientos mecánicos que bloqueen operarlo cuando el transformador este energizado.

La impedancia de secuencia positiva o tensión de cortocircuito, con base a su potencia máxima de 20 MVA será de aproximadamente 10%.


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1.4.4 INTERRUPTORES DE MT

A la salida de cada generador existirá un interruptor de MT extraíble con extinción del arco en vacio. Las características de estos interruptores serán:

Ciclo de operación del interruptor O-0.3 s-CO-15 s-CO

Tiempo total máximo de interrupción 5 ciclos con base 60 Hz

Tensión nominal 10 kV

Corriente soportable de corto circuito 25 kA

Corriente nominal 1250 A

Operación tripolar

Después de la elevación de tensión en la salida hacia el sistema se tiene, en la subestación Pizarras, un interruptor de maniobra con las siguientes características:

Ciclo de operación del interruptor O-0.3s-CO-3min-CO

Tiempo total máximo de interrupción 3 (50 ms)

Tensión nominal 138 kV

Corriente soportable de corto circuito 31.5 kA


Tipo de accionamiento tripolar

1.5 DESCRIPCION DE LOS COMPONENTES DE CONTROL

1.5.1 SISTEMA DE EXCITACIÓN Y REGULACIÓN AUTOMÁTICA DE TENSIÓN

El sistema de excitación será del tipo rotativo sin escobillas, diseñado para control manual y automático del voltaje de alternador y de la corriente principal del campo. El equipo de excitación incluirá una excitatriz rotativa montada sobre el eje del rotor con el campo estático, un puente rectificador montado en el eje del rotor y un regulador de voltaje.

El sistema de excitación tendrá un régimen para una capacidad continua de al menos 5% en exceso de la capacidad de la corriente de excitación exigida por el alternador con carga del 115%, voltaje del 105% y factor de potencia nominal.

El sistema de excitación permitirá sobrecargas durante períodos cortos al ocurrir fallas y posibles deficiencias de funcionamiento.

1.5.2 SISTEMA DE GOBERNADOR (CONTROL POTENCIA-FRECUENCIA)

El gobernador estará del tipo electrónico digital integrado al PLC de cada Unidad y controlará la operación de la misma incluyendo las secuencias de arranque, sincronización, carga y parada de la Unidad.

La Unidad será normalmente controlada desde la sala de control de la Planta, sin embargo será posible el control desde el cubículo (local) del gobernador.


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Controlará la velocidad de la turbina en forma estable entre “cero” y “carga máxima”, operando de manera aislada o integrada al SEIN.

Se establecerán las características del conjunto turbina-alternador y del gobernador, de manera tal que bajo la condición más desfavorable de altura de caída:

El incremento de la velocidad de rotación transitoria con rechazo de 100% de carga, no excederá la máxima admisible del alternador y en todo caso será menor al 40% de la velocidad nominal.

La sobre-presión hidrostática en la cámara espiral con rechazo de 100% de carga, no será mayor a 20% de la presión estática máxima.

La sub-presión hidrostática en la cámara espiral, bajo toma de carga, no será mayor a 20% de la presión de la presión estática máxima.

En la eventualidad de que el mecanismo de regulación falle y no permita el cierre normal de la turbina, un dispositivo mecánico de sobre velocidad accionará tanto el cierre del distribuidor como el cierre de la válvula, cuando la turbina alcance una sobre velocidad 30% por encima de la nominal. La turbina y alternador soportarán sin daño, el nivel de sobre velocidad indicado, sin necesidad de una inspección previa a una nueva puesta en funcionamiento.

Los rangos de ajuste del regulador serán los siguientes:

Ajuste de velocidad entre 90% y 110% de la velocidad nominal

Ajuste de estatismo permanente entre 0 y 10%

La señal de velocidad de rotación de la Unidad será obtenida de un PMG o SSG instalados en una extensión del eje del rotor del alternador.

El equipo de supervisión de velocidad que recibirá la señal del PMG incluirá:

Relé de velocidad ajustable entre 90% y 140% de la velocidad nominal para parada de emergencia

Relé de velocidad ajustable entre 90% y 140% de la velocidad nominal para sincronización

El gobernador realizará el control de la Unidad, de acuerdo a los siguientes modos de operación:

Arranque

Parada

Parada parcial

Parada de emergencia

Modo de carga

Los respectivos diagramas de bloques con los parámetros típicos de cada equipo de control mencionado serán provistos cuando sean adquiridos, es decir, una vez concluido el proceso de licitación de suministro de dichos equipos.

1.5.3 SISTEMA DE SUPERVISION Y CONTROL

El sistema de supervisión y control de la planta estará compuesto por:


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Un (1) Centro de Control Principal completo

Un (1) Control de Unidad completo.

Un (1) Sistema de Comunicación Interior de la planta.

CONTROL PRINCIPAL

El Centro de Control Principal es el componente principal y de más alto nivel del sistema de control y supervisión de la producción y operación de la Central y las subestaciones relacionadas. Desde este centro se adquieren los datos y se supervisa las magnitudes eléctricas y el estado de los equipos de todos los componentes del proyecto.

Otra y muy importante función que cumplirá este centro, es la de ser el nodo de intercomunicación con el Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN, integrado a la red ICCP del SEIN (RIS).

Estará compuesto por:

Dos estaciones de operación que se constituyen en el interfase de operación hombre maquina (IHM), cada una constituida por una PC con doble pantalla (redundantes)

Dos servidores SCADA/ICCP (redundantes)

Un servidor de datos históricos

Una impresora láser a color y otra en blanco y negro

GPS – SNMP (GPS referenced Simple Network Time Protocol)

ICCP mediante Firewall/router para el RIS (Red ICCP del SEIN)

Firewall/router a la red Intranet que tele-comunica con los centros de control de los componentes del proyecto

La arquitectura prevista es el esquema distribuido siguiente:


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La infraestructura y funcionalidad del SCADA podrá soportar:

IEC 870-6-802 TASE.2 Object Models.

IEC 870-6-503 TASE.2 Services and Protocol.

IEC 870-6-702 TASE.2 Profiles.

El servidor ICCP opera sobre una plataforma TCP/IP.

Tipos de datos emitidos, medidas analógicas, Real Q_Time Tag, actualizado por excepción y estados como mínimo StateQ_Time Tag .

Estampados de tiempo desde las RTU de medición.

Sincronización de los datos por GPS (hora GMT).

Las señales digitales serán dobles: una sola señal digital indica si el estado es abierto o cerrado.

Para conectarse contará con un servidor ICCP redundante y se conectará tanto al ICCP primario y redundante del COES.

El enlace de comunicación será mediante un canal dedicado de datos a una velocidad o ancho de banda de 64 kbps. El enlace será redundante.

CONTROL DE UNIDAD

Es el componente del sistema de control distribuido desde el cual se puede ejecutar, mediante PLC o PLCs o PAC (Controlador de Automatización Programable), la


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supervisión, control y automatización de los procesos de operación y producción de la Unidad, esto es del grupo turbina – alternador – transformador elevador, que incluyen a sus sistemas de protecciones y de medición. Este centro podrá operar en forma autónoma y contará con facilidades para su control local en forma manual o automática mediante los IHM especificados más abajo.

El Control de Unidad es además el controlador destinado a la adquisición de datos que alimentan al SCADA.

El sistema de control y supervisión de Unidad: turbina – alternador – transformador elevador a ser suministrado, cumplirá las siguientes características mínimas:

Arranque y parada automáticas de las unidades

La instrumentación como el sistema de control serán diseñados para facilitar al operador una operación segura, confiable y económica de la Central.

Eficiencia en la producción de energía, asegurando la operación óptima de cada Unidad y compartiendo carga entre ellas.

Flexibilidad para cambiar el modo de operación; por ejemplo, control de potencia o control de nivel de embalse.

La información completa de la Planta estará disponible on – line.

Capacidad de trabajar en red.

Posibilitar operación remota

Utilización eficiente del trabajo

Será de fácil explotación y mantenimiento

2 INGENIERÍA DE LA TRANSMISIÓN PARA LA CONEXIÓN DE LA CENTRAL

2.1 CARACTERISTICAS ELECTRICAS DEL SISTEMA

PARAMETRO SIGLAS VALOR UNIDAD

Tensión Nominal Un 138 kV

Tensión Máxima Um 145 kV Nivel Básico de Aislación AT/MT en S/E Pizarras BIL 650/95 kV Nivel Básico de Aislación en S/E Espina Colorada BIL 750 kV

Corriente de Corto Circuito Icc 1.14 kA

2.2 SUBESTACIONES

2.2.1 SUBESTACIÓN PIZARRAS

La subestación Pizarras se encuentra a 180 metros hacia el noreste de la casa de máquinas de la central y se conecta al transformador de potencia (colindante con la


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casa de máquinas) mediante una línea en 138 kV. Las coordenadas de la subestación Pizarras según el sistema de referencia PSAD-56 son 719897.4 E – 9265679.5 N.

La subestación Pizarras tendrá un esquema de barra simple; físicamente su construcción será tipo castillo.

Esta subestación estará dimensionada para su máxima capacidad de expansión de hasta tres celdas, (según planos), pero por el momento únicamente contara con una celda de línea de 138 kV, la cual estará compuesta por:

Un seccionador trifásico motorizado.

Un interruptor tripolar, de accionamiento tripolar

Juego de tres transformadores de corriente con tres devanados secundarios cada uno, dos para protección uno para medida.

Un seccionador trifásico motorizado con cuchilla de puesta a tierra

Juego de tres transformadores de tensión capacitivos con dos devanados secundarios cada uno, uno para medida y el otro para protección.

Un juego de tres pararrayos del tipo óxido metálico de Zinc

Juego completo de barras, columnas, pórticos, apantallamiento.

Además de estos equipos la subestación Pizarras contará con:

Sistema de comunicación mediante fibra óptica con la planta y con la subestación Espina Colorada.

Terminal remota (RTU)

Sistema de protección y medición

Alimentación en 220 V

Banco de baterías y cargador de baterías

Sistema de puesta a tierra

La operación de los equipos de la subestación podrá realizarse de manera local, mediante IHM desde la sala de control de la subestación, remota mediante un sistema SCADA desde la planta o desde el centro de despacho del COES.

La alimentación a los servicios auxiliares de la subestación será a través de una línea monofásica en media tensión desde la Planta la cual estará conectada a un transformador tipo distribución para su rebaje a baja tensión en 220 Vac; además la subestación contará con un cargador de baterías y un banco de baterías para la provisión de 125 Vcc.

2.2.2 SUBESTACIÓN ESPINA COLORADA

La subestación Espina Colorada se encuentra en el vértice 7 de la línea Carhuaquero – Cutervo - Jaen. Las coordenadas de la subestación Espina Colorada según el sistema de referencia PSAD-56 son 712826.06 E – 9277834.11 N.


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Configurada en esquema barra simple, secciona la existente línea Carhuaquero – Cutervo a 40.5 km de la subestación de Carhuaquero; físicamente su construcción será tipo castillo.

Esta subestación estará compuesta por tres celdas de línea, una para la línea a la subestación Carhuaquero, otra para la línea a la subestación Cutervo y la última para la línea hacia la subestación Pizarras (parte de este proyecto). Cada una de las celdas estará compuesta por:

Un seccionador trifásico motorizado.

Un interruptor tripolar de accionamineto uni/tripolar para las LT a Carhuaquero y Cutervo y de accionamiento tripolar para la LT a Pizarras.

Un juego de tres transformadores de corriente con tres devanados secundarios cada uno, dos para protección uno para medida.

Un seccionador trifásico motorizado con cuchilla de puesta a tierra.

Un juego de tres transformadores de tensión capacitivo con dos devanados secundarios, uno para medida y el otro para protección.

Un juego de tres pararrayos del tipo óxido metálico de Zinc

Juego completo de barras, columnas, pórticos, apantallamiento.

En las celdas hacia las subestaciones Cutervo y Carhuaquero se tendrá además para comunicación y tele-protección mediante onda portadora, en cada celda:

Trampa de onda en fases R y S.

Transmisor/receptor de onda portadora

Además de lo indicado la subestación Espina Colorada contará con:

Sistema de comunicación mediante fibra óptica hacia la subestación Pizarras y de ésta hacia la planta.

Terminal remota (RTU)

Alimentación en 220 V

Banco de baterías y cargador de baterías

Sistema de protección y medición

Sistema de puesta a tierra

La operación de los equipos de la subestación podrá realizarse de manera local, mediante IHM desde la sala de control de la subestación, remota mediante un sistema SCADA desde la planta o desde el centro de despacho del COES.

La alimentación a los servicios auxiliares de la subestación será a través de una línea monofásica en media tensión desde la localidad de Llama (a 6 km), la cual estará conectada a un transformador tipo distribución para su rebaje a baja tensión en 220 Vac; además la subestación contará con un cargador de baterías y un banco de baterías para la provisión de 125 Vcc.


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2.2.3 SISTEMA DE PROTECCIONES

El diseño del sistema de protecciones cumple con los lineamientos establecidos por el COES SINAC en los ´´REQUISITOS MÍNIMOS PARA LAS PROTECCIONES DEL SEIN´´ para:

Una Central de mediano tamaño y transformador elevador colector para dos unidades en paralelo

Una línea de transmisión corta de 138 kV con transformador elevador en Planta y para subestaciones de configuración de barra simple.

SUBESTACION PIZARRAS

En inicio se construye una celda que tiene por objetivo el de proteger: la LT a Espina Colorada y además a la LT a Planta incluyendo el transformador elevador, con un solo interruptor.

Protección principal de línea

Protección principal de la línea a Espina Colorada que ante falla abre el interruptor. El relé multifunción incorporará las siguientes protecciones:

87L Diferencial de línea por fibra óptica

21/21N Distancia de fase y tierra

79 Re-cierre uni/tripolar automático

25 Función de sincronismo

68 Bloqueo contra oscilaciones de potencia

Protección secundaria de línea

Protección secundaria de la línea a Espina Colorada que ante falla de línea abre el interruptor en la celda. Ante falla de interruptor se disparan todos los interruptores en 10 kV mediante activación de relé de bloqueo y transferencia de disparo vía teleprotección por fibra óptica. El relé será multifunción con las siguientes protecciones:

67/67N Sobrecorriente direccional de fases y neutro

51/51N Sobrecorriente temporizada de fases y a tierra

50BF Falla interruptor

86BF Relé de bloqueo por fallo interruptor y transferencia de disparo

La señal de transferencia de disparo será mediante multiplexor del sistema de telecomunicaciones vía fibra óptica hasta Planta donde se tendrá el par de recepción y disparo con bloqueo de los interruptores en 10 kV.

Protección principal del tramo de línea hacia transformador elevador en Planta

Ante falla en la linea abre el interruptor en 138 kV y emite transferencia de disparo via teleprotección por fibra óptica a los interruptores en la planta. Estará compuesta de las siguientes protecciones:



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86L Relé de disparo rapido para disparo de interruptores en planta.

Protección secundaria del tramo de línea hacia transformador elevador en Planta

Ante falla abre el interruptor de la subestación. Estará compuesta por:



94 Relé de disparo rapido.

Protección primaria del grupo generador – transformador elevador y LT a S/E Pizarras

Ante falla abre el interruptor en 138 kV en S/E Pizarras mediante accionamiento de transferencia de disparo telecomunicada con fibra óptica, y abre todos los interruptores de generador y de transformadores de servicio local.

87GT Protección diferencial del transformador, de 6 entradas de corriente

87GN Proteccion diferencial del transformador restringida a tierra

86T1 Relé de bloqueo con reposición manual 1

86TT1 Relé de transferencia de disparo 1

El tramo de LT estará protegido por las mismas protecciones principal y secundaria detalladas en S/E Pizarras

SUBESTACION ESPINA COLORADA

La S/E Espina Colorada secciona la existente LT Carhuaquero – Cutervo, por tanto, con el propósito de que los terminales en dichas subestaciones no cambien el equipamiento de su sistema de protección y medida, se prevé un equipo de protecciones similar para las dos celdas:

Protección principal

Protección principal de Línea (a Carhuaquero y a Cutervo) que ante falla de la línea, abre el interruptor de su celda

Relé multifunción ABB tipo REL 670, que trabajara en esquema POTT (disparo transferido con sobre-alcance permisivo), con las siguientes funciones (según ANSI):

21 Protección distancia




81 Protección de sub frecuencia


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59 Protección de sobretensión

94/86 Unidad de disparo ultra rápido y bloqueo

Protección secundaria

Protección secundaría de Línea Carhuaquero y Cutervo que ante falla de línea abre el interruptor de su celda. Si activa la unidad de fallo interruptor, abre los otros interruptores de la S/E:

Relé multifunción ABB tipo REX 521 u otro modelo ABB, con funciones:



94/86 Unidad de disparo ultra rápido y bloqueo

Protección principal de la línea a S/E Pizarras

Protección principal de la línea a S/E Pizarras que ante falla abre el interruptor de la celda

Relé multifunción que contenga las siguientes protecciones:



79 Re-cierre tripolar automático



Protección secundaria de la línea a S/E Pizarras

Protección secundaria de la línea a S/E Pizarras que ante falla abre el interruptor de su celda. Si activa la unidad de fallo interruptor, abre los otros interruptores:

67/67N Sobre-corriente direccional de fases y neutro

51/51N Sobre-corriente temporizada de fases y a tierra


2.2.4 SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES

El sistema de telecomunicaciones constará de:

Multiplexor PDH tipo terminal (Planta)

Multiplexor PDH tipo Cross Connector (S/E Pizarras)

Multiplexor PDH tipo terminal (S/E E. Colorada)

Cubrirá los servicios siguientes:

VOZ: Se estima suficiente cubrir con el esquema Hot Line con la provisión de par de teléfonos para cada enlace.

DATOS: La transmisión de datos adquiridos de las subestaciones Espina Colorada y Pizarras hacia la Planta, mediante las RTU. En la terminal de Planta


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estará conectada a la red intranet del SCADA. Se prevé un slot dedicado a esta función

PROTECCION DIFERENCIAL: Slot dedicado a la protección diferencial de línea para cada tramo: transformador de potencia – S/E Pizarras y S/E Pizarras – S/E E. Colorada.

TELEPROTECCION: Los equipos PDH tendrán dos tarjetas de Teleprotección por equipo. Las funciones a cubrir son: transferencias de disparo por fallo interruptor; transferencias de disparo por protección del tramo de línea entre transformador – S/E Pizarras; esquemas de teleprotección para relés de distancia (POTT).

2.2.5 SISTEMA DE CONTROL Y MANDO

La operación de los equipos de la subestación podrá realizarse de manera local mediante IHM, o remota mediante un sistema SCADA desde la Planta o desde el centro de despacho del COES.

Cada subestación estará conectada al sistema SCADA de la planta por medio de un RTU, el cual adquirirá información digital, analógica y de estado de los equipos de patio, de protecciones, de control local y de medida de la subestación, y mediante el sistema de telecomunicaciones ingresará a la red de intranet del sistema SCADA.

2.2.6 SISTEMA DE MEDICIÓN

Los medidores de energía y los indicadores serán del tipo digital multifunción; deberán contar con facilidades de comunicación local y remota con acceso a datos para gestión SCADA

Estarán instalados en los puntos como se muestra en plano adjunto (Ver Anexo IV)

Los medidores de energía de: kWh; kVARh; kVAh; kWmax, serán bidireccionales, clase 0.2, a 1 A de corriente.

Los indicadores deberán desplegar: kV; A; kVAR; MW.

2.2.7 SISTEMA DE PORTICOS Y BARRAS

Ambas subestaciones tendrán una configuración de barra simple.

La construcción de la subestación será tipo castillo, con dos juegos de barras transversales entre sí; las barras serán del tipo flexible con una flecha máxima de 3%.

Los pórticos serán tipo celosía en hierro galvanizado al caliente.

Cada una de las torres constará de 4 hierros montantes en perfil angular unidos por celosías en hierro perfil angular; la forma de las torres será ligeramente cónica con un corte transversal cuadrado partiendo de la base con una dimensión mayor y terminando en la punta con menor dimensión.

2.2.8 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

El sistema de puesta a tierra de la subestación consistirá en una malla de puesta a tierra formada por conductores desnudos de cobre.


20

El sistema de puesta a tierra estará construido de tal forma que cualquier punto accesible a las personas que puedan transitar o permanecer en la subestación, no estén sometidas a tensiones de paso o de contacto que superen los umbrales de soportabilidad, cuando se presente una falla.

2.2.9 SERVICIOS AUXILIARES

La alimentación a los servicios auxiliares de la Subestación Pizarras será a través de una línea monofásica en media tensión desde la Planta; mientras que los servicios auxiliares de la subestación Espina Colorada serán alimentados desde la localidad de Llama (6 km), de igual manera a través de una línea monofásica de media tensión.

Cada subestación contará con un cargador de baterías y un banco de baterías de 125 Vdc, para la alimentación de los servicios auxiliares en corriente continua, contando con conversores DC/DC para equipos que precisen una tensión de alimentación diferente a 125 Vdc.

2.2.10 PLANOS DE PLANTA Y DIAGRAMAS UNIFILARES

En el Anexo V se incluyen los planos de planta y diagramas unifilares de las subestaciones.

2.2.11 DATOS TÉCNICOS DE LOS EQUIPOS DE PATIO

INTERRUPTORES

Instalación Intemperie

Frecuencia nominal 60 Hz


Nivel básico de aislación

S/E Pizarras 650 kV

S/E E. Colorada 750 kV


Altitud de sitio de montaje, m.s.n.m.

S/E Pizarras 1155 m.s.n.m.

S/E E. Colorada 2689 m.s.n.m.

Tensión de prueba a frecuencia industrial

S/E Pizarras 275 kVcresta

S/E E. Colorada 325 kVcresta

Capacidad nominal de corte 31.5 kA rms

Poder de cierre asignado en corto circuito 80 kA rms

Duración de corto circuito 3 seg

Tiempo máximo de interrupción de

cortocircuitos en ciclos (60Hz) 3 (50 ms)


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Ciclo de operación O-0.3s-CO-3min-CO

Tipo de accionamiento

S/E Pizarras tripolar

S/E E. Colorada (celda a Pizarras) tripolar

S/E E. Colorada (celda a Carhuaquero) uni/tripolar

S/E E. Colorada (celda a Cutervo) uni/tripolar

SECCIONADORES


Tipo de montaje vertical (sobre pórtico)

Tipo de apertura central




S/E Pizarras 650 kV



PARARRAYOS

Voltaje de operación del sistema 138 kV

Voltaje nominal del pararrayos 120 kV

Voltaje continuo de operación (IEC) 92 kV

Corriente nominal 10 kA



S/E Pizarras 650 kV


TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Corriente nominal del primario 150 A

Corriente nominal del secundario 1A

Tensión nominal de operación 138 kV


Clase de precisión

Medida CL 0.2

Protección 5P20


22

Capacidad

Medida 15 VA

Protección 20 VA

Número de arrollamientos S/E Espina Colorada

Medida 1

Protección 2

Número de arrollamientos S/E Pizarras

Medida 1

Protección 4


S/E Pizarras 650 kV


Tensión de prueba a frecuencia industrial

S/E Pizarras 275 kV


TRANSFORMADOR DE TENSIÓN CAPACITIVOS

Voltaje nominal del primario 138/√3 kV

Voltaje nominal del secundario 10/√3 V

Número de arrollamientos del secundario 2



S/E Pizarras 650 kV


Tensión soportada a impulso de maniobra

S/E Pizarras 275 kV


Capacitancia mínima 17,000 pF

Clase de precisión entre el 25% al 100% de carga nominal con un factor de potencia de 0.8 en retraso

Entre 5% y 80% de Unominal 3P

entre 80% y 120% de Unominal 0.2

Entre 120% y 150% de Unominal 3P

Capacidad:

Arrollamiento 1 50 VA


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Arrollamiento 2 50 VA

Capacidad simultanea 100 VA

TRAMPAS DE ONDA

Tensión nominal del sistema 138 kV


Corriente de trabajo permanente 630 Arms

Corriente de corta duración 1 seg 20 kArms

Inductancia 0.5 miliHenrry

Impedancia y resistencia de bloqueo min 570 ohms

Tipo de filtro Banda ancha

Ancho de banda a ser definido

por Contratista 75-500 kHz

Voltaje RIV NEMA SG-11

Dispositivos de protección según IEC 99-1

2.3 LINEAS DE TRANSMISION

2.3.1 DESCRIPCION DEL AREA DEL PROYECTO Y PLANO DE RUTA

La nueva Línea de Transmisión de simple terna a 138 kV se iniciará en la nueva S.E. Espina Colorada del proyecto Central Hidroeléctrica Pizarras de propiedad de la Empresa Concesionaria Empresa Eléctrica Río Doble ERD.

La subestación Espina Colorada se ubicará en las inmediaciones del vértice V7 de la línea de transmisión en 138 kV Carhuaquero - Jaén. Esta línea será seccionada para permitir la conexión de la C.H. Pizarras, en la subestación Espina Colorada, que tendría una configuración tipo “PI”. Dicha configuración se ha adoptado para mejorar la confiabilidad de la instalación, y para satisfacer una eventual exigencia del COES-SINAC. Se ha excluido la posibilidad de interconexión de la C.H. Pizarras mediante una derivación en “T” con la L.T. Carhuaquero – Jaén.

Con la ejecución de esta nueva línea se logrará una mayor confiabilidad pues se tendrá alimentado el Sistema Regional desde varias fuentes de generación ubicadas en los extremos del sistema.

La tabla mostrada abajo describe de manera resumida las características de la zona de la línea de transmisión analizada.


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Descripción Características

Longitud Total de la Línea : 14,730.00 m

Altura máxima de la Línea : 2,750.00 m.s.n.m.

Altura mínima de la Línea : 1,150.00 m.s.n.m.

Temperatura La temperatura mínima es de 08º C y la temperatura máxima es de 26º C y la temperatura media anual es de 15º C.

Los criterios que se han tomado en cuenta para la selección del trazo de la ruta son los siguientes: Evitar el incremento del número de vértices y reducir la amplitud de los mismos. Evitar zonas de fallas geológicas y cursos de agua. Aproximarse a trochas y caminos existentes de modo que faciliten el transporte

y el montaje en la ejecución de la obra. Evitar cruzar por zonas arqueológicas. Evitar cruzar por encima de viviendas ocupadas Evitar el paralelismo con líneas de comunicaciones.

Las características más importantes del trazo en el tramo son: Longitud Total: 14.73 km Altitud máxima de la línea: 2750 msnm Para más detalles, dirigirse al Anexo VI A: Plano de Ruta de la Línea de Transmisión y Anexo VI B: Perfil y Planimetría


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Plano de la ruta de la LT CH Pizarras – SE Espina Colorada

2.3.2 DESCRIPCION DEL EQUIPAMIENTO

El Proyecto comprende la construcción de una línea de transmisión que tiene su inicio en la S.E. CH Pizarras, la cual recibe la energía de la CH Pizarras y termina en la SE Espina Colorada donde se interconectará al SEIN. La capacidad de la de diseño de la línea proyectada es de 30 MW con 0.90 de factor de potencia.

Las características principales de la línea son:

- Tensión Nominal: 138 kV rms.


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- Frecuencia Nominal: 60 hz

- Potencia de transmisión (diseño) 30 MW

- Número de ternas: Una

Longitud 14.73 km

- Disposición de conductores: Triangular

- Conductor: AAAC 240 mm2

- Cable de guarda: OPGW de 12 fibras

- Estructuras: Metálicas, de celosía

Número de Estructuras: 36

Aisladores: Poliméricos

- Frecuencia: 60 hz

2.3.2.1 CONDUCTOR ACTIVO:

El diseño del enlace de interconexión entre LT 138 kV Carhuaquero – Jaen con CH Pizarras determinó que la sección mas adecuada es de 240 mm2 de aleación de aluminio (AAAC), pues permitirá el transporte bajo condiciones normales y de emergencia de la energía a generar por CH Pizarras.

La selección de la sección del conductor fue definida considerando que esta sección ha sido normalizada a nivel nacional para líneas de la tensión de 138 kV. No se efectuó ningún análisis para modificarlo pues con dicha sección se puede transmitir 30 MW sin afectar la regulación de tensión entre ambos puntos de enlace. El efecto corona no influye, pues no se presenta ni para las condiciones de mal tiempo en la sección seleccionada de 240 mm2.

Las características principales del conductor activo serán las siguientes:

• Material: AAAC

• Norma de fabricación: IEC - 208

• Sección nominal (mm²): 240

• Sección real (mm²): 235.11.

• Número de hilos / diámetro-aleación de aluminio: 19/3.98

• Diámetro exterior (mm): 19.90

• Peso unitario (kg/km): 643.0

• Carga de rotura (kg): 6867

• Módulo elasticidad inicial (kg/mm²): 5 700

• Módulo elasticidad final (kg/mm²): 6 350

• Coeficiente de dilatación lineal: 23.1E-06

Para mayores detalles de las características del conductor previsto, véase los Anexos VII A y VII B.

2.3.2.2 ESTRUCTURAS:


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Dentro de los aspectos considerados, fue el tipo de estructuras propuestas, dadas las características de la línea existente a la cual nos interconectaremos, de tal manera de mantener la homogeneidad, se verifica que las torres metálicas de celosía son las más adecuadas.

Se utilizarán estructuras de celosía metálica tipo S1, tipo S2, tipo A y tipo T, permitiendo una distribución óptima a lo largo del perfil de la línea. Su selección se ha decidido en función al tipo de topografía del terreno que permitirá atravesar quebradas anchas y profundas con estructuras metálicas de suspensión reforzada S2 y utilizando estructuras de ángulo tipo A y de ser necesario las estructuras tipo T. El acceso a la ruta de la línea se efectuara a través de la carretera hacia Chota y su derivación en Cochabamba hacia Cutervo y la continuación de esta hasta la carretera de penetración hacia Jaén – Moyobamba -Tarapoto es decir la marginal de la selva y de estas vías por los caminos existentes que utilizan los agricultores de la región.

TIPO APLICACION ANGULO

S Suspensión Reforzada 5.5°

A, Angular 0 - 40°

T, Angular/Terminal 0 – 80°

Los tipos de estructuras a ser utilizados se muestran en los planos de detalle correspondientes (Ver Anexo VIII: Especificaciones Técnicas de Estructuras).

2.3.2.3 AISLAMIENTO:

Tomando en cuenta las características ambientales de la zona del proyecto, la altitud y las características eléctricas de la línea, se usarán normalmente aisladores de tensión poliméricos con acoplamiento ball and socket en posición de suspensión. Las características de los aisladores poliméricos, serán los siguientes:

• Material Aislante: Goma de silicón

• Acoplamiento: Anillo-Bola IEC 16

• Espaciamiento entre campanas: 75-85 mm

• Diámetro de las campanas: 80 y 120 mm

• Distancia de fuga: 3200 mm

• Longitud total: 2105 mm

• Carga de rotura mecánica garantizada: 70 kN

• Carga mecánica de rutina: 35 kN

• Contorneo a frecuencia industrial

- En seco: 335 kV

- Bajo lluvia: 225 kV

• Contorneo con onda de choque

- Positivo: 978 kV

- Negativo: 1002 kV


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Peso neto: 8.7 kg

Los tipos de ensambles de aisladores que se han previsto en el presente proyecto son:

De suspensión (S), usado en las estructuras de suspensión tipo S1 y S2.

De anclaje y de anclaje invertido (A) usado en las estructuras de ángulo, anclaje o retención y en las terminales tipos A y T.

Para mantener las distancias de seguridad de las partes en tensión de la línea a las estructuras, se preverá el uso de contrapesos en los casos donde el vano peso es muy inferior al vano viento, el cual esta compuesto de:

- Grillete de contrapeso

- Perno horizontal

- Pesas por pares de 12.5 kg

Para más detalles, véase el Anexo IX: Especificaciones Técnicas de los Aisladores.

2.3.2.4 CABLE DE GUARDA:

Las características principales del cable de guarda son las siguientes:

Material: OPGW No. fibras 12 fibras Norma de fabricación: ASTM

Calibre (mm²): 3/8”

Sección real (mm²): 51.15 Diámetro exterior (mm): 9.52 Peso unitario (kg/km): 407 Carga de rotura (kg): 6985 Módulo elasticidad (kg/mm²): 19 000 Coeficiente de dilatación lineal: 11.5E-06

2.3.2.5 PUESTA A TIERRA:

Para el diseño del sistema de puesta a tierra de las estructuras se consideran los siguientes factores:

a.- Reducir la resistencia a tierra de la estructura para proteger a las personas contra tensiones de toque o de paso peligrosas que puedan establecerse por corrientes de dispersión o durante fallas a tierra de la línea en las zonas pobladas.

b.- Proporcionar un camino fácil y seguro para las corrientes de dispersión que resulten de descargas a través de los aisladores, para evitar daños a la estructura.

Los valores de resistencia de puesta a tierra de las estructuras, tendrá los siguientes valores:

a.- Zona I: No transitables: 25 ohm

b.- Zona II: Pobladas o transitables: 20 ohm

Dichos valores no podrán ser mayores aún cuando la resistividad del terreno sea muy alta. En estos casos deberá agregarse la cantidad de contrapesos radiales necesarios


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que aseguren alcanzar los valores antes indicados o en su defecto utilizar aditivos químicos o tierras artificiales.

En base a lo expuesto, los sistemas de puesta a tierra estarán constituidos por jabalinas, anillos equipotenciales y contrapesos simples, cuya utilización permite la reducción de la resistencia de puesta a tierra a valores aceptables en suelos de muy alta resistividad mediante la variación de sus longitudes y número de contrapesos. Los materiales utilizados para la puesta a tierra son:

Cable de puesta a tierra

Se usará el conductor de copperweld N 2 AWG (33.62 mm²)-7 hilos

Varilla de puesta a tierra

Se usarán varillas de copperweld de 16 mm (5/8") x 2.44 m (8') de longitud.

Los tipos de puestas a tierra son:

ZONA I: NO TRANSITABLES

Tipo a.- Contrapeso simple en dirección longitudinal opuesta a la estructura en longitudes variables dependiendo del valor de la resistividad

Tipo b Contrapeso doble en dirección longitudinal opuesta a la estructura en longitudes variables dependiendo del valor de la resistividad

Tipo c: Contrapeso simple en dirección longitudinal opuesta a la estructura en longitudes variables con dos jabalinas.

Tipo d: Contrapeso doble en dirección longitudinal opuesta a la estructura en longitudes variables con cuatro jabalinas.

Adicionalmente para reducir la resistencia de puesta atierra se utilizaran conjuntamente con los contrapesos aditivos o tierras artificiales. Los contrapesos irán soldados mediante soldadura cadweld.

ZONA II: TRANSITABLES

A los tipos mencionados anteriormente se le añadirán anillos cuadrados equipotenciales, que permitan reducir la resistencia de la estructura y evitar tensiones de toque y paso elevadas.

Para mayores detalles, véase el Anexo X: Sistema de Puesta a Tierra de Línea de Transmisión y Anexo XI: Materiales de Puesta a Tierra de Línea de Transmisión.

2.3.3 CONSIDERACIONES DEL DISEÑO MECANICO Y ELECTRICO

2.3.3.1 CRITERIOS DE DISEÑO

En general, los criterios de diseño utilizados se rigen por las siguientes disposiciones: Código Nacional de Electricidad


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E.H.V. Transmission Line Reference Book - Edison Electric Institute Transmission Line Reference Book 345 kV and Above Second Edition Electric

Power Research Institute, 1982 Código NESC, norma REA, VDE210 y otras normas internacionales

específicas, las mismas que establecen los requerimientos mínimos a que se sujeta el desarrollo de la Ingeniería del presente Proyecto.

VDE (Norma Alemana de Diseño de Líneas).

2.3.3.2 CRITERIOS DE DISEÑO ELECTRICO

Están referidos a los siguientes conceptos: Capacidad de corriente en los conductores Cálculo de los Parámetros de la Línea y Regulación de Tensión Distancias de seguridad en las estructuras y entre conductores y estructuras Aislamiento y distancias entre conductor y estructura. Tasa de salida de líneas por sobretensiones atmosféricas

Capacidad de corriente en los Conductores

Para determinar la capacidad de corriente del conductor y las temperaturas de operación para diferentes potencias de transmisión se utiliza el concepto del balance térmico siguiente: Wc + Wr = Wj + Wi

Donde :

Wc : Energía disipada por convección

Wr : Energía disipada por radiación

Wj : Energía absorbida por efecto Joule

Wi : Energía absorbida por insolación

A efectos de determinar la temperatura máxima en los conductores se asumen las siguientes premisas: Velocidad de viento : 50 cm/seg

Intensidad de radiación solar : 0.1 W/cm²

Coeficiente de absorción solar : 0.9

Emisividad del conductor : 0.9

Temperatura ambiente : máxima

Para el cálculo de la capacidad de corriente y la temperatura de los conductores se utilizará la norma ANSI/IEEE 738-1986 (En su versión corregida de 1993), su


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verificación de acuerdo a la Norma IEC 1597 y la práctica usual en la construcción de líneas de transmisión en el Perú.

En el acápite respectivo de los Cálculos Justificativos se muestran los cálculos de la corriente necesaria para que el conductor bajo diversas condiciones de temperatura ambiente alcance los siguientes valores de carga y temperatura:

- Temperatura ambiente máxima promedio: 25 °C - Temperatura en el conductor: 40 °C - Carga que transporta: 34.0 MW

- Temperatura ambiente máxima: 35 °C - Temperatura en el conductor: 50 °C - Carga que transporta: 33.4 MW

- Temperatura ambiente mínima: 10 °C - Temperatura en el conductor: 20 °C - Carga que transporta: 35.2 MW

- Temperatura ambiente promedio: 16 °C - Temperatura en el conductor: 31 °C - Carga que transporta: 34.5 MW

Parámetros de la Línea

Los parámetros eléctricos considerados en el diseño están referidos a su impedancia longitudinal y transversal, los parámetros transversales debido a su longitud del enlace entre las subestaciones de Carhuaquero y Jaén son relevantes, adicionalmente en el comportamiento eléctrico se efectuará una verificación del efecto corona para el conductor seleccionado.

Distancias de Seguridad

Para determinar las distancias mínimas de seguridad se ha utilizado las recomendaciones de la Norma VDE 0210/12.85 y lo señalado en el Código Nacional de Electricidad. En la distribución de estructuras, se consideraron las siguientes distancias mínimas de seguridad para la condición más desfavorable de la flecha máxima y conductores verticales o desviados: Altura de los conductores sobre


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. Zonas no transitables por vehículos: 6.5 m

. Caminos transitables por vehículos: 8.0 m

. Carreteras y calles: 8.5 m

. Zonas inaccesibles o difícil acceso a personas: 5.0 m

Distancia a otras líneas que se cruzan

. De 220 kV: 4.0 m

. De 22.9 kV y menores: 4.0 m

. De Telecomunicaciones: 4.0 m

Distancia mínima a viviendas: 5.0 m

Aislamiento y Distancia entre Conductor y Estructura En general, el diseño del aislamiento de la Línea de Transmisión es elegido considerando las exigencias de las sobretensiones atmosféricas y tensiones máximas de operación a frecuencia industrial. Considerando que el proyecto se ubica en una zona de baja contaminación, el aislamiento quedará definido por las exigencias frente a las sobretensiones por impulso.

En lo que se refiere al espaciamiento de aire, los criterios serán los siguientes:

Los espacios de aire resultantes de la oscilación de la cadena de aisladores de suspensión en 15° deben ser capaces de soportar las máximas solicitaciones de sobretensiones de impulso incluyendo las reducciones por efectos de humedad y lluvia.

Los espacios de aire resultantes de la oscilación máxima de la cadena de aisladores de suspensión en 55° deben ser capaces de soportar las máximas tensiones de servicio del sistema a 60 Hz incluyendo las reducciones por efectos de humedad y lluvia.

Para el cálculo de los aisladores y espaciamientos se asumirán los siguientes valores:

- Factor de sobretensión por maniobra: 2.8 p.u.

- Tensión máxima del sistema: 145 kV

- Factor de corrección por humedad: 0.95

Distancia entre conductores y estructuras

Estructura de suspensión

* Cadena de aisladores verticales : 1.46 m


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* Cadena de aisladores oscilada 55 : 1,14 m

Estructura de anclaje

* Cuello muerto vertical : 1.46 m

* Cuello muerto desviado 40° : 1.14 m

* Cadena de anclaje : 1.14 m

2.3.3.3 CRITERIOS PARA EL DISEÑO MECANICO

Cargas de Viento y Factores de Seguridad

Para el diseño mecánico de la línea de transmisión se han considerado los siguientes parámetros: Carga de viento máximo con una velocidad de 80 km/h.

- Conductor: 303 Pa

- Aislador: 303 Pa

- Estructuras: 941 Pa

Rango de Temperatura del conductor.

- Mínimo: 0 º C.

- Máximo: 60 º C.

Hielo sobre el conductor: 0 mm

Factores de seguridad:

- Conductor

Tensión de cada día : 5,88

Carga máxima de trabajo: 2,5

- Estructuras Metálicas:

Hipótesis Normal 1,5

Hipótesis excepcional 1,1

Aisladores y accesorios : 3.0

Hipótesis de Cálculo Mecánico del Conductor

Para el cálculo mecánico del conductor se ha considerado las siguientes hipótesis de acuerdo a las condiciones ambientales de la zona del proyecto:

HIPOTESIS N 1 : E.D.S.


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- Temperatura media: 16 °C

- Presión de viento: 0 Pa

- Esfuerzo de trabajo: 17 % del tiro de rotura del conductor

13% del tiro de rotura de cable de guarda

HIPOTESIS N 2 : ESFUERZOS MAXIMOS

- Temperatura: 5 °C


- Costra de hielo: 0 mm

- Esfuerzo de trabajo: 40 % de tiro de rotura

HIPOTESIS N 3 : VIENTO MAXIMO


- Presión de viento: 302 Pa Zona II

- Presión de viento: 232 Pa Zona I

- Esfuerzo de trabajo: 40 % de tiro de rotura

HIPOTESIS N 3 : FLECHA MAXIMA (Temperatura Máxima)

- Temperatura máxima: 60° C (40 ° C para el cable de guarda)


HIPOTESIS N 5 : OSCILACION DE CADENA


- Presión de viento: 152 Pa Zona II

- Presión de viento: 116 Pa Zona I

Calculo Mecánico de Estructuras

En el cálculo mecánico de las estructuras se emplearan los métodos descritos a continuación:

a) Criterios de Diseño y Cálculo

Las alturas del punto de amarre del conductor inferior para cada tipo de estructura se definen en función de la longitud de la estructura y la longitud de las cadenas de aisladores.


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Cada tipo de estructura típica ha sido diseñada en función de sus vanos característicos siguientes: Vano máximo: El vano más largo admisible de los adyacentes a la

estructura, determinado por sus dimensiones geométricas.

Vano viento: La longitud proyectada de la semisuma de los vanos adyacentes (para el cálculo de la carga debida al viento).

Vano peso: La distancia horizontal entre los puntos más bajos (reales o ficticios) del perfil del conductor en los dos vanos adyacentes a la estructura y que determinan la reacción vertical sobre la estructura en el punto de amarre del conductor.

En el diseño de las estructuras, para las cadenas de suspensión la inclinación máxima debida a la presión del viento sobre el conductor y la cadena misma y al ángulo eventual de desviación de la línea está limitada a 55 ° por consideraciones de aislamiento.

b) Cargas de Diseño de Estructura

Se toma en cuenta lo siguiente:

Cargas Normales:

En condiciones de cargas normales se admitirá que la estructura está sujeta a la acción simultánea de las siguientes fuerzas:

Cargas verticales:

El peso de los conductores, cable de guarda, aislador y accesorio para el vano gravante correspondiente.

El peso propio de la estructura.

Cargas transversales horizontales:

La presión del viento sobre el área total neta proyectada de los conductores, cable de guarda y cadena de aisladores para el vano medio correspondiente.

La presión del viento sobre el área neta proyectada de la estructura. Las componentes transversales de la máxima tensión del conductor y el

cable de guarda determinada por el ángulo máximo de desvío.

c) Cargas Excepcionales:


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En condiciones de carga excepcional se admitirá que la estructura estará sujeta, además de las cargas normales, a una fuerza horizontal correspondiente a la rotura de un conductor o del cable de guarda.

Esta fuerza tendrá el valor siguiente:

Para las estructuras de suspensión: 75% de la máxima tensión del conductor.

Para las estructuras de anclaje y terminal: 100% de la máxima tensión del conductor.

Esta fuerza será determinada en sus componentes longitudinal y transversal según el correspondiente ángulo de desvío.

d) Cargas del Viento sobre la Estructura:

La carga del viento sobre la estructura será calculada de acuerdo a la formula siguiente:

Donde: Pv: Es la carga total del viento, en Newtons. K: 0.613 hasta 3000 msnm

Sf: Es el factor de forma para las torres es 3.2

A: Área neta proyectada de una cara de la estructura.

V: 22.2 m/s. Velocidad del viento (80 km/hr)

Para mayores detalles, véanse los Anexos XII: Memoria de Cálculo Electromecánico y XIII: Tablas de Calculo Electromecánico.

2.3.4 ESTRUCTURAS TIPICAS

2.3.4.1. Estructuras de Celosía Metálica.

Se utilizarán estructuras de celosía metálica tipos S, A y T; sus prestaciones para la zona II se indican a continuación:

TIPO APLICACION ANGULO VANO VIENTO VANO PESO

S Tangente 0° 700 1000

S Angular 5.5° 400 1000

A Tangente 0° 800 1700

A Angular 40° 450 1700

T Angular 80° 700 1700


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T Terminal 80° 450 1700

T Anclaje 0° 700 1700

Las cargas se muestran en los cuadros y diagramas de carga adjuntos.

Los diagramas muestran las cargas para las condiciones mas adversas, en ellos en la hipótesis 1 se presenta las cargas para la función de alineamiento y en la hipótesis 2 las cargas para la función de Angulo. La demás hipótesis corresponde a las cargas excepcionales por rotura del conductor o cable de guarda y en todos los casos en la función angular de las torres.

Estructuras para la Zona II

Para la distribución de estructuras en la zona II se proponen las siguientes prestaciones:

TIPO APLICACION ANGULO VANO VIENTO VANO PESO

S Tangente 0° 900 1000

S Angular 5.5° 550 1000

A Tangente 0° 1000 1700

A Angular 40° 800 1700

T Angular 80° 1250 1700

T Terminal 80° 900 1700

T Terminal 0° 900 1700

Para más detalles sobre las estructuras véanse los Anexos XIV- XVII.

Geología y Geotecnia

Después de haber analizado en detalle la ruta de la futura línea CH Pizarras – SE Espina Colorada, se determino que las características geológicas y geotécnicas de la ruta analizada corresponden a las obtenidas por los estudios realizados en la zona de la LT 138 kV Carhuaquero – Jaén (Zona del vértice No. 5).

De la evaluación de las propiedades mecánicas del suelo subyacente, se recomienda adoptar las profundidades mínimas de cimentación (Df) del cuadro adjunto, de tal manera que los suelos seleccionados se ubiquen a nivel de solera de cimentación.

LOCALIZACION

CALICATA

SUELO DE CIMENTACION

CLASIFICACION SUCS

PROFUNDIDAD RECOMENDADA Df (Mts)


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Vértice: V6-V7

C-02

Manto rocoso - roca detritica arenisca.

Profundidad empotramiento en manto rocoso 1.00 mts.

Vértice: V7

C-03

Limos de alta plasticidad con abundante arena SUCS: MH.

3.00

La capacidad de carga para los tres afloramientos rocosos de la zona en estudio se muestra en el cuadro siguiente:

LOCALIZACION

CALICATAS

CARACTERISTICAS

DEL MANTO

ROCOSO

PROFUNDIDAD MINIMA DE EMPOTRAMIENTO EN EL MANTO ROCOSO (Mts)

COTA ABSOLUTA DEL EMPOTRAMIENTO (Mts)

AASHTO

qu

(kg/cm2)

CAPACIDAD ADMISIBLE

(qa)

(kg/cm2)

V6 - V7

C-02

Arenisca dura y sólida sin fracturación

1.00

1,704.64

7.50

2.50

La capacidad admisible de los estratos a nivel se solera de cimentación es la siguiente:

LOCALIZACION

SUELO DE CIMENTACION

CLASIFICACION SUCS.

CALICATA

N

Golpes/pie

Ø

(°)

C

Kg/cm2

Apa.

kg/cm3

Df

(Mts)

qu

Kg/cm2)

qa

Kg/cm2

V7

Limos alta plasticidad con abundante arena-SUCS: MH

C-03

08

29

0

1.51

3.00

5.280

1.76

Derechos de Paso

El ancho de la Faja de Servidumbre es de 20 m, según lo establecido por la Norma del Ministerio de Energía y Minas N DGE-025-P.1/1988.


39

2.4 CALCULOS JUSTIFICATIVOS

2.4.1 NIVELES DE AISLAMIENTO EN LINEAS Y SUBESTACIONES

SUBESTACION PIZARRAS

Datos Iniciales

Frecuencia nominal 60 Hz Tensión nominal 138 kV Altura de instalación 1155 m.s.n.m.

Cálculos

Tensión máxima

TENSION NOMINAL (kV)

TENSION MÁXIMA (kV)

45 65 52 66 69 72,5 110 115 123 132 138 145 150 200 170 220 230 245

Ref tabla: IEC 60038

Tensión máxima adoptada: Um = 145 kV

Nivel básico de aislación (BIL)

Um (kV) BIL (kV) 17,5 75-95 24 95-125-145 36 145-170 52 250 72,5 325 123 450-550 145 450-550-650 170 550-650-750 245 850-950-1050

Ref Tabla: IEC 60071-1(1993)

Nivel BIL inicial: 550 kV

Corrección por altura


40

Dónde:

ka = Corrección por altura ka = 0.981 H = Altura sobre el nivel del mar, m BIL encontrado=560.7 kV

Siguiente normalizado y adoptado: BIL=650 kV

Tensión de prueba a frecuencia industrial (BLS)

BIL (kV) BLS (kV)

75,95 38 95,125,145 50 145,170, 70 250 95 325 140 450,550, 185-230 450,550,650 185-230-275 550,650,750 230-275-325 850,950,1050 360-395-460

Ref Tabla: IEC 60071-1(1993)

Nivel BLS adoptado = 275 kV

LINEA DE TRANSMISION SE PIZARRAS – SE ESPINA COLORADA

Considerando los cálculos eléctrico mecánicos ya expuestos, se concluye que el diseño propuesto no presentará perdidas por efecto corona bajo ninguna condición climática (buen tiempo o lluvioso).

Con relación al nivel de aislamiento de la línea de transmisión, el cálculo de las sobretensiones de maniobra y de impulso, para las condiciones de altitud y humedad de la zona, arroja los siguientes resultados:

Descripción Unidad SE ESPINA COLORADA – CH

PIZARRAS

Altitud promedio sobre el nivel del mar m 2000 Factor de corrección por altura 0,79 Tensión crítica de descarga por sobretensiones de maniobra impulso

kVp 599.3

Tensión crítica de descarga al impulso kVp 857.92

Tensión crítica de descarga a frecuencia industrial

kV 235.9

Distancia mínima m 1,16 Distancia promedio m 1,32 Distancia a masa m 1,48 Distancia de fuga m 2940,.0


41

Los valores logrados con la cadena de aisladores adoptada son:

Contorneo con onda de choque

- Positivo: 978 kV

- Negativo: 1002 kV

Se concluye entonces que el aislamiento adoptado es suficiente.

SUBESTACION ESPINA COLORADA

Datos Iniciales

Frecuencia nominal 60 Hz Tensión nominal 138 kV Altura de instalación 2689 m.s.n.m.

Cálculos

Tensión máxima

TENSION NOMINAL kV

TENSION MÁXIMA kV

45 65 52 66 69 72,5 110 115 123 132 138 145 150 200 170 220 230 245

Ref Tabla: IEC 60038

Tensión Um adoptada = 145 kV

Nivel básico de aislación (BIL)

Um (kV) BIL (kV) 17,5 75-95 24 95-125-145 36 145-170 52 250 72,5 325 123 450-550 145 450-550-650 170 550-650-750

245 850-950-1050

Ref Tabla: IEC 60071-1(1993)


42

Nivel BIL inicial =550 kV

Corrección por altura

Dónde:

ka = Corrección por altura ka = 0.826 H = Altura sobre el nivel del mar, m BIL encontrado=666.1 kV

Siguiente normalizado y adoptado: BIL=750 kV

Tensión de prueba a frecuencia industrial (BLS)

BIL (kV) BLS (kV)

75,95 38 95,125,145 50 145,170, 70 250 95 325 140 450,550, 185-230 450,550.650 185-230-275 550,650,750 230-275-325 850,950,1050 360-395-460

Ref Tabla: IEC 60071-1(1993)

Nivel BLS adoptado = 325 kV

2.4.2 SELECCIÓN DE PARARRAYOS

Tensión nominal del pararrayos

Es la máxima tensión entre fase y tierra, que aplicado a sus terminales continuamente no deberá ocasionar el cambio en sus características de operación, se la calcula mediante la fórmula:

Dónde:

Unp: Tensión nominal del pararrayos TOV: Máxima sobretensión temporal

Además:


43

Y:

Dónde:

COV: Máxima tensión de operación continua. Ke: Factor de falla a tierra (1.4) Cf: Coeficiente por efecto Ferranti (4%) Um: Tensión máxima del sistema

Se obtiene:

[kV]

[kV]

[kV]

Tensión máxima adoptada:

120 [kV]

Corriente de descarga nominal

Se define así al valor pico de un impulso de corriente normalizada de 8x20 μs que fluye a través del pararrayos. Se la calcula mediante la siguiente ecuación:

Siendo:

Dónde:

K: Factor de distribución gaussiana (3.1) σ: Desviación estándar (3%) Id: Corriente de descarga nominal E: Magnitud de la onda de sobretensión Zo: Impedancia característica (450 para Um hasta 145)

Se obtiene:

[kA]

Corriente de descarga nominal adoptada:


44

[kA]

2.4.3 CALCULO DE BARRAS

Cálculo de embarrado de alta tensión de la subestación Pizarras

Elección de cable:

Se pretende utilizar el mismo conductor de las líneas que llegan a las subestación, por tanto las características del conductor serán:

Tipo conductor AAAC

Sección nominal mm² 240

Sección real mm² 235.8

Diametro mm 19.88

Peso unitario kg/m 0.646

Tiro de rotura kg 6990

Modulo elasticidad kg/mm² 5400

Coefic. Dilat. Lineal 1/ºC 0

Resistencia a 20ºC Ω/km 0.142

Intensidad máxima A 545

Cálculo de la capacidad del conductor

En función de los parámetros eléctricos

En primer lugar, debemos calcular la intensidad nominal que circulará por el circuito correspondiente a la siguiente ecuación:

Donde:

In Intensidad nominal, en A

Sn Potencia nominal, en kVA

Un Tensión nominal, en kV

Para efectos del cálculo, se ha supuesto que la capacidad nominal máxima que transitará por las barras no será mayor a 40 MVA (por posible conexión de futuras plantas en la barra de Pizarras).

Sustituyendo valores:


45

Sn = 40 MVA incluida futura ampliación

La intensidad nominal será:

167.35 A

En función a la capacidad térmica

Se debe cumplir que el calor generado es igual al calor disipado, siendo el calor generado debido a la corriente que circula así como a la radiación solar, y el calor disipado por convección y radiación.

Calor generado por la corriente que circula:

Está dado por:

I²*R*(1+Tc*Tr)*10⁻⁵ Donde:

I corriente en el conductor en amperios eficaces

R resistencia del conductor a temperatura ambiente

Tc coeficiente incremento resistencia función temperatura

Tr máximo cambio de temperatura del conductor respecto a la temperatura ambiente

Calor generado por efecto de la radiación solar

Está dado por:

AP*S*D*10⁻³ Donde:

AP coeficiente de absorción del calor del conductor S radiación solar D diámetro del conductor

Calor disipado por convección

Está dado por:

Donde:

HC= 0.00138*(V*D)⁰·⁴⁴⁸

te = 1.0


46

Tr máximo cambio de la temperatura del conductor respecto a la temperatura ambiente

D diametro del conductor

Calor disipado por radiación

Está dado por:

Es*Td Donde:

AT temperatura ambiente


Al igualar el calor generado con el calor disipado se obtiene:

ITERM=715.24 A

La altitud tiene el efecto de reducir la capacidad en amperaje de los conductores debido a la disminución de la densidad del aire. Esta reducción es de 2% cada 1000 msnm por tanto la corriente térmica corregida por altura será:

ITERM=686.63 A

La capacidad térmica del conductor es sustancialmente mayor a la corriente nominal de la línea, por tanto la sección del conductor es suficiente.

Cálculo de esfuerzos electrodinámicos

La fuerza electromecánica ejercida entre conductores sometidos a la corriente de corto circuito está dada por:

Donde:

L Longitud de la barra, en m

D Distancia entre conductores, en m


Entonces:


47

Esta carga es baja para el conductor seleccionado por tanto la sección del conductor es suficiente.

Cálculo de embarrado de alta tensión de la subestación Espina Colorada

Elección de cable:

Se pretende utilizar el mismo conductor de las líneas que llegan a las subestación, por tanto las características del conductor serán:

Tipo conductor AAAC

Sección nominal mm² 240

Sección real mm² 235.8

Diametro mm 19.88

Peso unitario kg/m 0.646

Tiro de rotura kg 6990

Modulo elasticidad kg/mm² 5400

Coefic. Dilat. Lineal 1/ºC 0

Resistencia a 20ºC Ω/km 0.142

Intensidad máxima A 545

Cálculo de la capacidad del conductor

En función de los parámetros eléctricos

En primer lugar, debemos calcular la intensidad nominal que circulará por el circuito correspondiente a la siguiente ecuación:

Donde:

In Intensidad nominal, en A

Sn Potencia nominal, en kVA

Un Tensión nominal, en kV

Para efectos del cálculo, se ha supuesto que la capacidad nominal máxima que transitará por las barras no será mayor a 40 MVA (por posible conexión de futuras plantas en la barra de Pizarras).


48


Sn = 40 MVA incluida futura ampliación

La intensidad nominal será:

167.35 A

En función a la capacidad térmica

Se debe cumplir que el calor generado es igual al calor disipado, siendo el calor generado debido a la corriente que circula así como a la radiación solar, y el calor disipado por convección y radiación.

Calor generado por la corriente que circula:

Está dado por:

I²*R*(1+Tc*Tr)*10⁻⁵ Donde:

I corriente en el conductor en amperios eficaces

R resistencia del conductor a temperatura ambiente

Tc coeficiente incremento resistencia función temperatura

Tr máximo cambio de temperatura del conductor respecto a la temperatura ambiente

Calor generado por efecto de la radiación solar

Está dado por:

AP*S*D*10⁻³ Donde:

AP coeficiente de absorción del calor del conductor S radiación solar D diámetro del conductor

Calor disipado por convección

Está dado por:

Donde:

HC= 0.00138*(V*D)⁰·⁴⁴⁸

te = 1.0


49


D diametro del conductor

Calor disipado por radiación

Está dado por:

Es*Td Donde:

AT temperatura ambiente


Al igualar el calor generado con el calor disipado se obtiene:

ITERM=715.24 A

La altitud tiene el efecto de reducir la capacidad en amperaje de los conductores debido a la disminución de la densidad del aire. Esta reducción es de 2% cada 1000 msnm por tanto la corriente térmica corregida por altura será:

ITERM=686.63 A

La capacidad térmica del conductor es mayor a la corriente nominal de la línea por tanto la sección del conductor es suficiente.

Cálculo de esfuerzos electrodinámicos

La fuerza electromecánica ejercida entre conductores sometidos a la corriente de corto circuito está dada por:

Donde:

L Longitud de la barra, en m

D Distancia entre conductores, en m


Entonces:


50

Esta carga es baja para el conductor seleccionado por tanto la sección del conductor es suficiente.

2.4.4 PARAMETROS ELECTRICOS DE LINEAS

Tal y como ha sido descrito en los capítulos anteriores, el conductor usado para la línea del proyecto es de tipo AAAC con diámetro de 240 mm2 y cuenta con un cable de guarda tipo OPGW de 12 fibras (calibre 3/8’’).

Los parámetros eléctricos de la línea se muestran en la tabla siguiente:

Corriente Nominal: 0.596 kA

Impedancia de Secuencia Positiva (Z1): 8.338833 ohm

Impedancia de Secuencia Positiva (Angulo): 74.28558 deg

Resistencia de Secuencia Positiva (R1): 2.258512 ohm

Reactancia de Secuencia Positiva (X1): 8.027158 ohm

Resistencia de Secuencia Cero (R0): 6.959112 ohm

Reactancia de Secuencia Cero (X0): 29.09187 ohm

Corriente de Falla a Tierra (Ice): 3.313002 A

Factor de Tierra (Magnitud): 0.8627432

Factor de Tierra (Angulo): 3.134942 deg

La susceptancia de secuencia positiva y cero es de 3.32398 y 1.99246 uS/km respectivamente.

No se cuenta con transposición de línea; aún así, la susceptancia de secuencia negativa es la misma de la impedancia de secuencia positiva, como muestra la tabla a continuación:

Matriz Y = G+jB [us/km]

Los detalles del modelamiento eléctrico de la línea se darán en el Capitulo 3, correspondiente a los estudios eléctricos del proyecto.


51

3 ESTUDIOS ELECTRICOS

3.1 PREMISAS Y CRITERIOS DE ANÁLISIS

Siguiendo la práctica de operación de los Sistemas Eléctricos de Potencia, las premisas y criterios de análisis planteados tienen la finalidad de garantizar el suministro adecuado de energía dentro del área operativa de la central Pizarras, alcanzando el objetivo de abastecimiento al mínimo costo y el adecuado aprovechamiento de los recursos energéticos y cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la normativa correspondiente.

Las premisas y criterios utilizados en el presente estudio son los siguientes:

3.2 PREMISAS GENERALES

- El año base para el estudio corresponde al año 2012 de estiaje y 2013 de avenida.

- Las simulaciones de Flujo de Potencia comprenden la integridad del SEIN. El esquema para el análisis abarca todas las instalaciones de los sistemas eléctricos Centro, Norte y Sur existentes.

- La mínima demanda se establece como el 70% de la máxima demanda, aproximadamente a las 03:00 H del día, según el diagrama de carga de la Figura 3.1-A del viernes 14 de agosto 2009-Cortesia COES-SEIN.

- Para el Estudio se ha utilizado la “Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión.

- El despacho de las centrales térmicas se ha efectuado según el orden de mérito de cada unidad de generación considerando el Costo Variable Total (CVT) de generación, determinado por el COES-SEIN, según el Procedimiento 31-C 2009/2010 de la Figura 3.1-B y el Estudio Técnico Económico de Propuesta de Fijación Tarifaria de Mayo del 2009.


52

Figura 3.1-A

DEMANDA EJECUTADA Y PROGRAMADA

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

00:30 02:30 04:30 06:30 08:30 10:30 12:30 14:30 16:30 18:30 20:30 22:30

HOR A S

M W

EJECUTADO REPROGRAM A PROGRAM A

3864.2 M W

2816.5 M W

3993.2 M W

Figura 3.1-B

1.2

1.3719

1.4441

1.4591

1.9

2.2769

2.4428

2.5375

2.5509

4.9411

6.4164

1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5 6 6.5

ENS

KALLPA

VENTAN

SROSA188

INDEPEN73

AGUAY

INDEPEN23

LAS FLORES

SDF

SROSA229

MALACTG4

MALAC1,2

COSTOS UNITARIOS‐PROCEDIMIENTO 31‐C

3.3 CRITERIOS DE DISEÑO DEL ESTUDIO

Para el desarrollo de este estudio se ha utilizado la siguiente información: Base de Datos del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en formato DIgSILENT, proporcionado por el COES según el Estudio PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN.


53

Los objetivos y criterios de flujos de carga, cortocircuitos y estabilidad son los siguientes:

i) Análisis de flujos de carga: el propósito del análisis de flujo de carga es para determinar el estrés del sistema de transmisión con la nueva adición de generación de la central Pizarras, monitoreando y determinando el impacto de los sistemas afectados. El objetivo es identificar los criterios potenciales de violaciones de tensión y corriente. Los niveles de sobrecarga fueron determinados para cada contingencia. ii) Análisis de cortocircuitos: el objetivo del análisis de cortocircuito es determinar el impacto que tendría el proyecto sobre la corriente de falla del sistema. Los nuevos niveles de corrientes de falla serán evaluados para determinar si los dispositivos de interrupción de falla excedió su capacidad bajo las condiciones de falla simulada como un resultado de la nueva generación.

iii) Análisis de estabilidad transitoria: la estabilidad transitoria concierne con cambios súbitos seguidos de eventos y cortocircuitos, cuyo objetivo es determinar si el sistema es estable durante la primera oscilación. También el sistema puede ser probado para la estabilidad permanente, después que la falla ha sido despejada y las oscilaciones eliminadas. iv) Criterios de desempeño de estado permanente y cortocircuito:

En estado permanente: El criterio de violaciones de tensión y sobrecarga son los siguientes:

IV-1) Con todas las líneas en servicio:

(i) Todas las tensiones de barras deben permanecer dentro del rango de tensión 0.95 a 1.05 p.u; el paso de tensión resultante de maniobras de un capacitor no debe exceder del 3%

(ii) El flujo en MVA en los enlaces no debe exceder su capacidad nominal (tanto transformadores como líneas de transmisión); los reactores conmutados en 500 kV, no deben causar una variación de tensión excediendo el 5% en cambios de paso.

IV-2) Bajo contingencias simples:

(i) Todas las tensiones de barras deben permanecer dentro del rango de tensión 0.9 a 1.05; el máximo cambio de paso entre tensiones de pre y post contingencia no debe ser más del 10%; la Tabla 3.2-A muestra un mismo rango de límite de tensión para líneas mayores de 345 kV,

(ii) El flujo en MVA en los enlaces no debe exceder 20% de la capacidad nominal,

(iii) Si el flujo excede 100% de su capacidad nominal de emergencia con la planta en servicio para una contingencia particular, la cargabilidad debe ser comparada con la carga de la línea correspondiente a la situación similar sin la


54

planta. Si la planta causa una diferencia de flujo más alto del 3%, se espera requerir un mejoramiento.

En cortocircuitos:

IV-3) Cortocircuitos:

Los dispositivos interruptores de falla excedidos del 90% del valor de placa deben ser reemplazados. Los interruptores no deben sujetarse a corrientes en exceso de 100% de su capacidad de interrupción pre establecida en las normas ANSI del ratio X/R, recierre automático y una esperada tensión operativa normal. Los niveles de cortocircuito subtransitorio no deben ser más grandes de 45 kA en 500 kV, 36 kA en 220 kV y 23.4 kA en 138/66 kV. En los tres niveles son con sistemas de aterrizaje efectivos. La tensión línea a tierra durante una falla monofásica no debe elevarse encima del 80% de la tensión nominal línea a línea.

v) Criterios de desempeño de estabilidad: V-1) Factor de potencia del generador: la planta generadora debe ser capaz de suministrar y absorber MVAR con factores de potencia 0.90 en atraso y 0.95 en adelanto. En caso contrario, se requiere dispositivos de compensación reactiva, para mejora del factor de potencia deseado. Los compensadores estáticos deben operar con cierto margen de generación o absorción de potencia reactiva, con el fin de que tengan margen de actuación en casos de contingencia.

V-2) Reactancia externa del generador: Los requerimientos deben limitar efectivamente la impedancia entre los terminales del generador y el lado de alta del transformador elevador del generador a un máximo de 0.13 pu basado sobre sus MVA nominales, la cual está basado sobre la máxima potencia activa continua a factor de potencia nominal de 0.9. Sin embargo, si el generador es capaz de suministrar el rango de potencia reactiva plena a sus terminales para al menos una tensión constante del sistema mientras opera al rango de tensión terminal más grande que 0.95 pu a 1.05 pu, la máxima impedancia efectiva permitida entre los terminales del generador y el lado de alta del transformador-elevador puede ser más alta que 0.13 pu.

Tabla 3.2-A


55

3.4 PREMISAS PARA LA OFERTA

Del Proyecto

Diagrama unifilar

La figura 3.3.1 muestra el diagrama unifilar con el Proyecto limitado por un cuadro verde. Este muestra los dos grupos generadores conectados a barra única, su transformador elevador 10/138 kV y la línea Pizarras-Espina Colorada 138 kV. La SE Espina Colorada es una subestación intermedia que secciona a la línea Carhuaquero-Cutervo 138 kV.

Figura 3.3.1

PizarL

MVCuter

CuterHV

PizarH

EColor

CARH5

CARH4_1CARH4

CARH5B

CARH3CARH2

CARH1

CARHU220

CARH_23

NJAEN138

CARHQ138

NJAEN10

G~

Pizar2

G~

Pizar1

86.60 km

26.50 km

16.0

0 km

40.50 km

0.78 km

0.78 km

G~

Carhq G4

G~

Carhq G3

G~

Carhq G2

G~

Caña Brava

G~

Carhq G1

83.00 km

La línea de sub-transmisión Carhuaquero-Espina Colorada 138 kV:

La Tabla 3.3.1-A muestra los parámetros por km de la línea en Proyecto, de longitud 16 km, conductores AAAC de 240 mm2. Cuenta con un con un cable de guarda OPGW (12 fibras) de calibre 3/8’’. La resistividad de terreno considerada es 1000 Ω-m.

La susceptancia de secuencia positiva y cero es de 3.32398 y 1.99246 uS/km respectivamente. No se cuenta con transposición de línea; aún así, la susceptancia de secuencia negativa es la misma de la impedancia de secuencia positiva, como muestra la Tabla 3.3.1.-B, donde se da los Circuitos (Secuencia 0,1,2) seguido en el mismo orden como de entrada, con la matriz de admitancia simétrica (G+jB) [us/km].


56

Tabla 3.3.1-A

Tabla 3.3.1B

El transformador de potencia

El transformador elevador cuenta con sus datos de placa, como es su grupo de conexión, tensión de cortocircuito de secuencia positiva/cero, pérdidas en el cobre y en fierro, como lo mostrado en la Tabla 3.3.1-C

El devanado de alta tensión cuenta con tres tomas superiores y una inferior, de pasos de 2.5% de la tensión nominal de 138 kV.

Tabla 3.3.1-C


57

Generadores síncronos

La Tabla 3.3.1 D muestra los parámetros de los generadores síncronos del proyecto, los cuales son de 10 MVA, factor de potencia 0.9 y 10 KV cada grupo.

Tabla 3.3.1 D

Del SEIN

Conforme al año de ingreso de la central Pizarras, el programa de obras a dicho año corresponde a aquellos proyectos factibles de ingresar en operación en el período del estudio, considerando las obras en construcción y aquellas que están contempladas en el Plan Referencial.

Por tanto la metodología para la determinación del programa de obras comprende los siguientes pasos:

a) Se considera los proyectos que se encuentran en construcción según las fechas de ingreso en operación, confirmadas por las empresas correspondientes.

b) Se considera los proyectos asociados a los compromisos de privatización, tomando en cuenta los plazos de implementación de dichos proyectos, según lo informado por las respectivas empresas.

c) Se considera otros proyectos del sector privado, en base a lo contemplado en el Plan Referencial de Electricidad y la información pública de las empresas responsables de los proyectos involucrados.


58

Plan de obras de generación y transmisión

En ese sentido la Base de Datos del SEIN considera los proyectos de generación mostrados en el Tabla Nº 3.3.1-D y los nuevos proyectos de líneas de transmisión de acuerdo al Tabla Nº 3.3.1-E.

Tabla Nº 3.3.1-D Proyectos de Generación 2009-2012


59

Tabla 3.3.1-E Proyectos de Transmisión 2009-2012

Demanda del sistema

La tabla 3.3.1 F muestra la proyección de la demanda 2008-2016, tanto en energía como en potencia a nivel de generación, la cual incluye las pérdidas de transmisión y distribución.

Tabla 3.3.1 F

Proyección de la Demanda 2008-2016

PROYECCIÓN DE DEMANDA DEL SEIN 2010 - 2016 (1)

ENERGÍA POTENCIA

AÑO GWH % MW %2009 29922 4305

2010 31960 6.8% 4531 5.2%

2011 34825 9.0% 4924 8.7%

2012 38488 10.5% 5409 9.9%

2013 42018 9.2% 5868 8.5%

2014 46768 11.3% 6505 10.9%

2015 51098 9.3% 7111 9.3%

2016 54302 6.3% 7564 6.4%

PROMEDIO (2010-2016)

Nota: (1) Demanda a nivel de generación.

9.2% 8.9%


60

4 ANALISIS DE ESTADO PERMANENTE

4.1 BENEFICIOS DEL PROYECTO

Las tablas 4.1 A y 4.1 B con Proyecto y sin Proyecto respectivamente, muestran los siguientes beneficios del Proyecto de la CH Pizarras: Pérdidas de transmisión Con el Proyecto, las pérdidas de transmisión disminuyen 0.7 MW (700 kW) Reserva rotante de generación Con el Proyecto, la reserva rotante del sistema se incrementa en 18.7 MW Reserva de cargabilidad Con el Proyecto, la reserva de la cargabilidad de las líneas del sistema por su efecto Ferranti se incrementa en 2.26 MVAR. Reserva de potencia reactiva de generación Con el Proyecto, la reserva de potencia reactiva de generación del sistema aumenta en 4.9 MVAR. Las Figuras 4.1 A y 4.1 B con Proyecto y sin Proyecto demuestra lo siguiente: Perfil de tensiones El perfil de tensiones de los devanados secundario y terciario del transformador reductor de suministro de la central Carhuaquero 220/138/23 KV no es alterado por la presencia del proyecto. Sobrecarga de equipos No aparecen sobrecargas por la incorporación del Proyecto, sino más bien descarga de 0.85% del transformador reductor de Carhuaquero. Esto es posible debido a la inversión de potencia activa en el mencionado transformador por la inclusión del Proyecto, con una recepción de 7.83 MW (importación) vs el envío de 10.11 MW sin Proyecto (exportación). Con el Proyecto se obtiene 5.72% (44.49% - 38.77%) de carga adicional en la Línea Carhuaquero-Chiclayo 220 kV, aunque siempre con carga ligera, por debajo del 50% de su capacidad nominal.


61

Tabla 4.1 A

Tabla 4.1 B

Figura 4.1 A


62

PROYECTO CH PIZARRAS

PizarL10.00 kV1.00 p.u.-6.77 deg

PizarH139.15..1.01 p.u.138.11..

EColor138.98..1.01 p.u.137.67..

58.70 kV0.98 p.u.130 59

TEMB6060.79 kV1.01 p.u.133 64

CARHU220228.14..1.04 p.u.135.74..

CARH_2323.04 kV1.01 p.u.137.14..

CARHQ138138.98..1.01 p.u.137.16..

G~

Pizar2

9.00 MW-0.48 ..90.13 %

G~

Pizar1

9.00 MW-0.38 ..90.08 %

2-Winding..

-17.97..2.58 M..90.10 %

18.00 ..-0.86 ..90.10 %

026.50 kmLine(2)

10.08 ..1.72 M..7.42 %

16.0

0 km

Line

(1)

17.97 ..-2.58 ..

12.64 %

-17.93..1.68 M..12.64 %

40.50 kmLine

-7.83 ..0.88 M..5.97 %

7.85 MW-3.41 ..5.97 %

00

0.04 MW0.05 M..0.17 %

-19.78..0.87 M..56.03 %

G~

GCiego G1

G~

GCiego G2

-19.78..0.87 M..56.03 %

51.37 ..-11.91..44.49 %

-6.89 ..1.33 M..32.47 %

-0.94 ..-0.28 ..

32.47 %

7.83 MW-0.88 ..

32.47 %

2

0.94 MW0.28 M..

Figura 4.1 B


PizarL

PizarH

EColor139.16..1.01 p.u.130.51..

58.68 kV0.98 p.u.128.92..

TEMB6060.78 kV1.01 p.u.131.97..

CARHU220228.01..1.04 p.u.133.41..

CARH_2323.16 kV1.01 p.u.130.87..

CARHQ138139.65..1.01 p.u.131.11..

G~

Pizar2

G~

Pizar1

2-Winding..

0

26.50 kmLine(2)

10.08 ..1.77 M..7.42 %

16.0

0 km

Line

(1)

40.50 kmLine

10.11 ..-0.74 ..7.13 %

-10.08..-1.77 ..7.13 %

00.05 M..0.17 %

0.66 M..56.04 %

G~

GCiego G1

19 00

G~

GCiego G2

19 00

0.66 M..56.04 %

-11.15..38.77 %

11.05 ..-0.01 ..

33.32 %

-0.94 ..-0.28 ..

33.32 %

-10.11..0.74 M..33.32 %

2

0.94 MW0.28 M..


63

4.2 CASOS ESTUDIADOS DE ESTADO PERMANENTE

Se efectuaron los siguientes casos:

Estiaje 2012

Máxima demanda:

Caso Xe12-0 : Caso Base con Proyecto

Caso Xe12-1 : Sin Proyecto

Caso Xe12-2 : Fuera de servicio un grupo de Pizarras

Caso Xe12-3 : Fuera de servicio la central Carhuaquero

Caso Xe12-4 : Fuera de servicio LT Carhuaquero-Espina Colorada 138 kV

Caso Xe12-5 : Fuera de servicio LT Espina Colorada-Cutervo 138 kV

Mínima demanda:

Caso Ie12-0 : Caso Base con Proyecto

Caso Ie12-1 : Sin Proyecto

Caso Ie12-2 : Fuera de servicio un grupo de Pizarras

Caso Ie12-3 : Fuera de servicio la central Carhuaquero

Caso Ie12-4 : Fuera de servicio LT Carhuaquero-Espina Colorada 138 kV

Caso Ie12-5 : Fuera de servicio LT Espina Colorada-Cutervo 138 kV

Avenida 2013

Máxima demanda:

Caso Xa13-0 : Caso Base con Proyecto

Caso Xa13-1 : Sin Proyecto

Caso Xa13-2 : Fuera de servicio un grupo de Pizarras

Caso Xa13-3 : Fuera de servicio la central Carhuaquero

Caso Xa13-4 : Fuera de servicio LT Carhuaquero-Espina Colorada 138 kV

Caso Xa13-5 : Fuera de servicio LT Espina Colorada-Cutervo 138 kV

Mínima demanda:

Caso Ia13-0 : Caso Base con Proyecto


64

Caso Ia13-1 : Sin Proyecto

Caso Ia13-2 : Fuera de servicio un grupo de Pizarras

Caso Ia13-3 : Fuera de servicio la central Carhuaquero

Caso Ia13-4 : Fuera de servicio LT Carhuaquero-Espina Colorada 138 kV

Caso Ia13-5 : Fuera de servicio LT Espina Colorada-Cutervo 138 kV

4.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS

Las salidas gráficas de los casos estudiados de flujos de carga se muestran en el Anexo XVIII.

4.3.1 PERFIL DE TENSIONES

La Figura 4.3.1 muestra las tensiones en el Punto de Acoplamiento Común PCC de la subestación de paso Espina Colorada 138 kV para todos los casos analizados.

El caso contingente #4 que simula la salida de servicio de la línea Carhuaquero-Espina Colorada 138 kV, tanto de mínima demanda de avenida como de estiaje, produce tensiones de 1.06 p.u. y 1.07 p.u. respectivamente en el PCC. Sin embargo ambas tensiones se encuentran dentro del rango permitido de ±10% de la tensión nominal por criterio N-1.

Las demás contingencias muestran tensiones como si fueran casos normales de operación, pues se encuentran dentro del rango de ±5% de la tensión nominal.

Figura 4.3.1

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

1.07

1.08

0 1 2 3 4 5

Perfil de tensiones

Casos de estudio

PUNTO DE ACOPLAMIENTO COMÚN PCC

Xe12

Ie12

Xa13

Ia13


65

4.3.2 FACTORES DE POTENCIA DE LA CENTRAL PIZARRAS

La Figura 4.3.2 muestra los factores de potencia de la central Pizarras para todos los casos analizados. El caso contingente #4 que simula la salida de servicio de la línea Carhuaquero-Espina Colorada 138 kV, tanto de mínima demanda de avenida como de estiaje, produce factores de potencia de 0.52 y 0.49 respectivamente, en forma capacitiva, quiere decir en el lado sub-excitado de los generadores. En mínima demanda de avenida, con la operación de dos grupos, la potencia activa de generación de cada grupo será de un tercio de carga plena, permitiendo operar con muy bajos factores de potencia dentro de la curva de capabilidad del generador (2.31 MW – 3.8 MVAR por grupo) En mínima demanda de estiaje, con la operación de un solo grupo, la potencia activa de generación del grupo será de la mitad de carga plena, pero fuera del límite de sub-excitación del generador (4.46 MW – 7.87 MVAR). Al respecto, se requiere la especificación de limitadores de sub-excitación (UEL) dentro de la especificación de los reguladores automáticos de tensión (AVR) como muestra la Figura 4.3.2 B. El UEL corrige la potencia reactiva elevando la tensión de la máquina como sea necesaria para asegurar que, en caso de una excursión más allá del límite caracterizado por la curva L-M-O, el punto operativo sea retornado a la característica antes que la máquina sea disparada por la protección de sub-excitación. La sub-excitación es una condición cuando el generador no está consiguiendo bastante corriente de excitación, que como consecuencia puede ser des-sincronizado con el sistema, llamado deslizamiento de un polo del rotor. Si esto ocurre, el generador puede ser severamente dañado (rotor pole slipping). http://www.pdfgeni.com/book/generator-pole-slip-pdf.html


66

Figura 4.3.2 A

‐1.00

0.00

‐0.99

‐1.00

1.00

‐0.99

‐1.00

0.00

0.00

‐1.00

‐0.49

0.96

‐1.00

0.00

‐0.98

1.00

0.99

‐1.00

‐1.00

0.00

‐0.99

1.00

‐0.52

0.95

‐1.50 ‐1.00 ‐0.50 0.00 0.50 1.00 1.50

0

1

2

3

4

5

FACTORES DE POTENCIA

Casos de estudio

FACTORES DE POTENCIA DE LA CH PIZARRAS

Ia13

Xa13

Ie12

Xe12

Figura 4.3. B

4.3.3 SOBRECARGAS

No aparecen sobrecargas en el área de estudio.

4.3.4 CONCLUSIONES DE ESTADO PERMANENTE:

Se concluye que desde el punto de vista de estado permanente, no hay efecto negativo al SEIN por la operación de la central Pizarras.

5 ANALISIS DE CORTOCIRCUITO:

Los cálculos de las corrientes de cortocircuito son necesarios para determinar:

(i) Las capacidades de rompimiento y acatamiento de maniobras y las capacidades de sostenimiento electromecánico;


67

(ii) Determinar los ajustes para los relés de protección para asegurar un alto nivel de discriminación del circuito eléctrico; y

(iii) Determinar el ratio X/R que da el pico de la corriente asimétrica, que por lo general es más grande que de fallas trifásicas. El análisis de cortocircuito modela las corrientes que fluyen en un sistema de potencia bajo condiciones de falla y determina las corrientes de falla prospectivas del sistema de potencia eléctrico.

Las fuentes de corriente de falla vienen de las centrales, usualmente de generadores síncronos (ElmSym), motores y condensadores síncronos (SM), máquinas de inducción (IM) y del sistema. Debido a que el ElmSyn tiene un motor primo y un campo excitado externamente, esta corriente de falla continuará a menos que sea interrumpida por maniobra. Los SM suministran corriente a la falla tanto como el ElmSyn; sin embargo la corriente de falla disminuye como el decaimiento de su campo magnético. La corriente de falla de los IM es generado por la inercia que maneja el motor en la presencia de un flujo de campo, la cual es producida por inducción desde el estator del motor.

5.1 METODOLOGIA:

Los niveles de corrientes de cortocircuitos se calculan para las condiciones de operación extrema de la red. Por esta razón, se han considerado los siguientes casos:

- Condiciones de Máxima Demanda: Se ha tomado el despacho de generación para máxima demanda de avenida para el año 2013. Se han simulado fallas trifásicas y monofásicas considerando las reactancias sub transitorias de los generadores.

- Condiciones de Mínima Demanda: Se ha tomado el despacho de generación proyectado para mínima demanda de estiaje para el año 2012. Se han simulado fallas trifásicas y monofásicas considerando las reactancias transitorias de los generadores.

Asimismo, se han tomado en cuenta las siguientes consideraciones:

De acuerdo a las normas IEC 909 y VDE 0102, el método de cálculo efectuado es estacionario en el tiempo, es decir, la corriente de cortocircuito inicial se calcula sobre la base de una configuración conocida. Se establece una tensión pre-falla de 1.10 p.u. y un tiempo de apertura del interruptor de 50 ms.

Las corrientes máximas de cortocircuito son de alta importancia para la determinación de las especificaciones técnicas de los equipos utilizados en el proyecto ya que estos estarán expuestos a esfuerzos térmicos y mecánicos elevados. Las corrientes mínimas de cortocircuito, por otro lado, tienen una importancia fundamental en la selección y ajuste de los dispositivos de protección. Estos deben ser capaces de detectar en forma selectiva las condiciones de fallas más tenues, que como por ejemplo es el caso de


68

cortocircuitos con alta impedancia de falla, donde no se producen variaciones importantes del estado de operación.

Las fallas monofásicas son la de mayor frecuencia de ocurrencia (85% a 90% del total de fallas). La corriente de falla a tierra en sistemas con baja impedancia del neutro respecto de tierra puede exceder significativamente a las correspondientes trifásicas.

Las fallas con mayor frecuencia de ocurrencia y de corrientes más elevadas son las monofásicas por tanto estas servirán de referencia para la selección de especificaciones técnicas de equipos.

En subestaciones donde la potencia de cortocircuito es alta, el punto neutro del

lado secundario del transformador de potencia es aterrizado a través de una resistencia o una inductancia neutra.

Los puntos neutros de devanados primarios y secundarios de 138 y 220 kV de

autotransformadores conectados estrella-estrella son aterrizados directamente.

El punto neutro de generadores es aterrizado a través de una resistencia. Esta

es determinada, calculada é instalada dependiendo de la condición que las componentes resistivas y capacitivas de la corriente de falla de la fase aterrizada sean iguales.

La capacidad de ruptura del interruptor en una subestación no debe ser menos que el 120% de los niveles de máxima falla en la subestación. El margen de 20% intenta tomar en cuenta los niveles de cortocircuito como el crecimiento del sistema. La capacidad de ruptura mínima a 66/138/220/500 kV serán de 25/31.5/40/40 kA para 1 o 3 segundos (decidida por el nivel de falla).

5.2 RESULTADOS DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO

Las salidas gráficas de las corrientes de cortocircuito se muestran en los Anexos XIX. Las corrientes de cortocircuito se han calculado en el PCC o subestación Espina Colorada 138 kV.

La Tabla 5.2 muestra los resultados de máximas y mínimas corrientes de cortocircuito.

Tabla 5.2

NIVEL DE TENSIÓN

138 Kv

MÁXIMAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

(KA)

MÍNIMAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

(KA)


69

MONOFÁSICA 1.248 0.963

TRIFÁSICA 1.22 0.84

5.3 CONCLUSIONES DE CORTOCIRCUITO

Las máximas corrientes de cortocircuito en el PPC de la SE Espina Colorada 138 kV es de apenas 5% de la corriente de ruptura nominal de los interruptores de 138 kV, lo cual no ocasiona ningún efecto dañino al SEIN.

6 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD

Un mayor requerimiento para las fuentes de energía renovable es permanecer on-line durante fallas de grilla (LVRT Low Voltage Ride Through). La alimentación de corriente reactiva al sistema de potencia es otro punto de verificación y un criterio para sucesos durante la certificación.

Para pruebas y parametrización del control, por ejemplo, para la funcionalidad durante un dip de tensión (LVRT), las simulaciones son muy usual para reducir costo y tiempo.

6.1 MODELADO DEL SISTEMA DE CONTROL

Es necesario reproducir el sistema de control como modelo y el sistema de potencia, incluyendo el dip de tensión de la unidad de generación.

Algunos requerimientos son definidos por operadores del sistema concernientes al RER, por ejemplo:

a. El sistema de control debe ser usado para el análisis del desempeño dinámico de la grilla.

b. Las fallas trifásica y bifásicas deben ser calculadas c. Simulación de generación de corriente reactiva bajo condición normal y durante

los dips de tensión, debe ser posible. d. Simulación de potencia de salida y potencia de recuperación

6.2 MODELO DE SISTEMA DE EXCITACIÓN TIPO AC8B

El diagrama de bloque del modelo AC8B es mostrado en la Figura 6.2 A. El AVR en este modelo consiste de un control PID, con constantes separadas para la ganancia proporcional (Kpr), integral (Kir) y derivativa (Kdr). Los valores para las constantes son escogidas para la mejor perfomance para cada sistema de excitación particular del generador. La representación del excitador brushless (Te, Ke, SeKc, Kd) es similar al modelo AC2A. El modelo es usado para representar reguladores estáticos aplicados a sistemas de excitación brushless. Digitalmente basado en reguladores de tensión suministrando rotante DC.

El diagrama de bloques y parámetros optimizados se muestran en la Figura 6,2 B


70

Figura 6.2 A


71

Figura 6.2 B

avr_ESAC8B: Basler DECS

xr xe

KKP

K/sKI

sK/(1+sT)KD,TD

-

-

Se(Efd)E1,Se1,E2,Se2

KKe

1/sTTe

0.0

K/(1+sT)Ka,Ta

VRMAX

VRMIN

1/(1+sT)Tr

avr_ESAC8B: Basler DECS

1

0

2

3

4

vs

voel

vuel

upss

de

r

int duosvr

us

uek

vx

uerrs

pro

p

usetp

uru

DIg

SIL

EN

T

Tr 0.020000

KP 27.000000

Ka 1.000000

Ta 0.005000

Ke 1.000000

KI 5.000000

Te 0.290000

E1 7.000000

Se1 0.070000

E2 8.000000

Se2 0.240000

KD 6.000000

TD 0.100000

VRMIN 0.000000

VRMAX 10.200000


72

6.3 MODELADO DEL GOBERNADOR WPIDHY

Es un modelo de hidro gobernador Woodward con control proporcional, integral y de derivada. Este gobernador tiene ventajas sobre los gobernadores hidráulicos con caída temporal, en que éste puede dar una rápida respuesta. Mucho cuidado debe tenerse al especificar la ganancia derivativa, puesto que los estudios han demostrado que demasiada ganancia resultaría con excesivas oscilaciones. Este modelo permite la no linearidad entre la posición de la compuerta y la potencia mecánica actual. La apertura de una compuerta ideal es el cambio desde vacío hasta plena carga (1 pu). La apertura de una compuerta real, es el cambio desde el cierre pleno a la abertura plena (1 pu)

Para estudios involucrando grandes variaciones en la potencia de salida y en la frecuencia, el modelo no lineal es más apropiado.

La Figura 6.3 muestra el diagrama de bloques de las ecuaciones que representan la columna de agua y las características de la turbina. En este modelo, Tw es el tiempo de arranque del agua a carga nominal, y tiene un valor fijo para una turbina-penstock (tubería de presión). Así mismo se muestran los parámetros optimizados del gobernador.


73

Figura 6.3

pcu_WPIDHY: Hydro Turbine Governor

(K/(1+sT))REG,TREG

bia

s

(1-Ts)/(1+sT/..Tw

s/(1+Ts)Tb

-

-

- -

Limiter

PMAX

PMIN

-KD

Limiter

GATMX

GATMN

1/sLimiter

VELMX

VELMN

1/(1+sT)Ta2

1/(1+sT)Ta1min_PID_max

Kp, Ki, Kd

PIDMX

PIDMN

pcu_WPIDHY: Hydro Turbine Governor

0

1

2

3

yi8 yi2

dw(1)

dw

yi

pto13

yi7

w

wre

f

pg

t

o12psetp

psc

o

o11

o1

yi5

yi6

yi4yi3yi1

DIg

SIL

EN

T

REG -0.050000

TREG 0.100000

Tb 0.200000

Tw 1.000000

D 0.600000

Kp 3.000000

Ki 0.500000

Kd 1.500000

Ta1 0.010000

Ta2 0.000000

VELMN -0.020000

GATMN 0.000000

PMIN 0.000000

PIDMN -0.500000

VELMX 0.080000

GATMX 1.000000

PMAX 1.030000

PIDMX 0.500000


74

6.4 PRUEBAS DE COMISIONADO

Un posible background para evaluar las simulaciones con las medidas, es la teoría del sistema de control de las “especificaciones en el dominio del tiempo” el cual describe en principio la respuesta al escalón del sistema de control. En problemas de diseño práctico los requerimientos típicos son concernientes con la velocidad de la respuesta, el overshoot de la respuesta, y el tiempo que este toma para la oscilación. De acuerdo a la respuesta al escalón ilustrada en la Figura 6.4 A, los parámetros adjuntos serán determinados:

Figura 6.4 A

tr Rise time Ts Settling time Mp Peak overshoot e(t) Steady state error σ(1%) Tolerance bandwidth

Prueba del Regulador automático de tensión

La Figura 6.4 B ilustra el desempeño de la tensión terminal del generador de 9 MW cuando ha sido introducido un cambio de escalón (5%) del circuito abierto (vacío). El overshoot de la tensión del generador es de 1 por mil y el ancho de banda de tolerancia de 2 por mil. El tiempo de la recuperación de la tensión es de 1.303 segundos.

La tensión de la excitatriz alcanza el valor máximo de 218.3% y su recuperación se produce a los 215 ms.


75

Figura 6.4 B

20.0015.0010.005.000.00 [s]

1.0625

1.0500

1.0375

1.0250

1.0125

1.0000

0.9875

Pizar1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.

0.769 s 1.051 p.u.

1.303 s 1.049 p.u.

5.843 s 1.050 p.u.

20.0015.0010.005.000.00 [s]

2.25

2.00

1.75

1.50

1.25

1.00

Pizar1: Excitation Voltage in p.u.

0.215 s 2.183 p.u.

0.853 s 1.133 p.u.

-0.093 s 1.093 p.u.

1.540 s 1.204 p.u.

6.032 s 1.195 p.u.

CH PIZARRAS ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA Plots

Pruebas de comisionado del AVR Pruebas en vacio

Date: 10/31/2010

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Pruebas del Regulador automático de velocidad

La Figura 6.4 C ilustra el cambio al escalón de la potencia activa de 2.25 MW, inicialmente con una demanda de 5.85 MW y factor de potencia unitario. Por el incremento de la carga de 2.25 MW, la velocidad del generador cae 10% a los 3.807 segundos de simulación; mientras que la potencia de la turbina se recupera a los 5.741 segundos.


76

Figura 6.4 C

20.0015.0010.005.000.00 [s]

8.50

8.00

7.50

7.00

6.50

6.00

5.50

Pizar1: Active Power in MW

20.0015.0010.005.000.00 [s]

1.025

1.000

0.975

0.950

0.925

0.900

0.875

Pizar1: Speed in p.u.

3.807 s 0.899 p.u.

19.438 s 0.985 p.u.

20.0015.0010.005.000.00 [s]

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

Pizar1: Turbine Power in p.u.

5.741 s 0.977 p.u.

CH PIZARRAS ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA Plots

Estudio de Pre Operatividad de la CH Pizarras Pruebas con carga del gobernador

Date: 11/1/2010

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

6.5 CASOS DE ESTUDIO

Se efectuaron seis (6) casos de máxima demanda del sistema, con fallas en el punto de conexión común:

Caso 1: Falla bifásica aislada con despeje de falla en Zona 2

Caso 2: Falla bifásica aislada con despeje de falla en Zona 3

Caso 3: Falla trifásica con despeje de falla a 100 ms




6.6 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

Las salidas gráficas de los seis casos de estudio se muestran en el Anexo XX. La Tabla 6.6 A muestra el resumen de los casos mencionados.


77

Coeficientes de amortiguamiento

El Caso 3 de falla trifásica con despeje de falla a los 100 ms muestra el menor y mejor coeficiente de amortiguamiento (0.35), siendo el requerimiento de las reglas de mercado un valor menor de 0.5. Se deteriora el coeficiente de amortiguamiento con la lentitud del despeje de la falla (Caso 4 y Caso 5).

Frecuencia del modo de oscilación

La frecuencia del modo de oscilación de la variable de potencia activa de la central pizarras es de 1.33 Hz para todos los casos. En consecuencia, la central Pizarras no presenta modos de oscilación inter-áreas.

Torque de amortiguamiento

El mayor y mejor torque de amortiguamiento se obtiene con el Caso 3 y alcanza el valor de D=9.61, siendo el requerimiento de las reglas de mercado un valor mayor de 10. Esto podría óptimizarse con un rápido controlador de excitatriz, el cual mejora la estabilidad transitoria del generador, máximiza el torque sincronizante para restaurar el retorno del rotor a su posición de estado permanente después de una falla, y mejora la coordinación de disparo del relé debido a la habilidad del sistema de excitación para restaurar rápidamente la tensión terminal.

Motorización del generador de Pizarras

El Caso 3 no cuenta con inversión de potencia o motorización del generador de Pizarras. En cambio, los casos 1, 4, 5 cuentan con inversión de potencia, por lo que se sugiere temporizadores de 1 segundo para la protección de motorización del generador.

Sobretensiones en bornes del generador

Fallas bifásicas despejadas en Zona 2 ó en Zona 3, provocan sobretensiones por arriba del 10% y 20% respectivamente, de la tensión nominal. Fallas trifásicas despejadas en tiempos mayores de 150 ms, producen sobretensiones que superan el 10%. En cambio, las fallas trifásicas con despejes de 100 ms, la tensión se encuentra dentro del rango permitido de una operación normal de +5% de la tensión nominal.

Tabla 6.6-A

Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6Coeficiente de amortiguamiento= 0.43 0.43 0.34 0.35 0.48 Inestable

Frecuencia del modo de oscilación (Hz)= 1.33 1.33 1.33 1.33 1.33 Inestable

Torque de amortiguamiento (D)= 7.39 5.70 9.61 8.94 5.92 Inestable

Parámetros K

Un requerimiento de los operadores es la generación de corriente reactiva durante el dip de tensión para incrementar la estabilidad de tensión durante fallas. Una definición del código de transmisión (Verband Deutscher Netzbetreiber, Transmission Code 2007) es el cálculo de los parámetros K de acuerdo a la siguiente ecuación:


78

U0 Voltage before disturbance

U Instantaneous value of voltage

Un Rated voltaje

In Rated current

Ib0 Reactive current before disturbance

Ib Reactive current

La Tabla 6.6 B demuestra que el parámetro k=4.73 p.u. calculado al producirse una falla trifásica en el PCC supera el valor 2.0 p.u. requerido por las reglas de mercado.

La Figura 6.6 A muestra las magnitudes necesarias para determinar el mencionado parámetro k.

Tabla 6.6 B

Parámetros K 4.73

Uo tensión antes de la perturbación 1

U tensión después de la perturbación 0.346

∆U/Un variación de tensión 0.654

Ibo corriente reactiva antes de la perturbación -0.069

Ib corriente reactiva después de la perturbación -3.164

∆Ib/In variación de corriente 3.095


79

Figura 6.6 A

1.00000.78000.56000.34000.1200-0.1000 [s]

4.00

2.00

0.00

-2.00

-4.00

Pizar1: Current, Real Part in p.u.

Pizar1: Current, Imaginary Part in p.u.

0.003 s-3.164 p.u.

-0.060 s-0.069 p.u.

1.00000.78000.56000.34000.1200-0.1000 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

Pizar1: Terminal Voltage in p.u.

-0.050 s 1.000 p.u.

0.003 s 0.346 p.u.

Reactancia externa

La Figura 6.6 B demuestra que la potencia de cortocircuito del sistema vista desde bornes de generación de la CH Pizarras es de 105 MVA.

Considerando una planta de 20 MVA (2*10 MVA) de capacidad, se deduce una reactancia externa Xe del sistema de 19%, valor por debajo del 20% requerido por las reglas de mercado. En consecuencia, no se requieren de señales estabilizadoras de potencia (PSS)


80

Figura 6.6 B


PizarLSkss=2..Ikss=1..ip=31...

PizarHSkss=2..Ikss=1..ip=2.8..

EColorSkss=2..Ikss=1..ip=3.0..

TEMB6

G~

Pizar2

54.363.1388.145

G~

Pizar1

54.363.1388.145 2-Winding..

69.320.2900.732

104.706.04515.689

0

26.310.1100.281

Lin

e(1

)

199.400.8342.106

67.520.2820.721

1902

G~

GCiego G1

G~

GCiego G2

6.7 CONCLUSIONES DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

Se concluye que el tiempo crítico de falla trifásica es de 220 ms, en el punto de conexión común del Proyecto (PPC) de la SE Espina Colorada. Para fallas bifásicas aisladas en el PPC, el tiempo crítico de falla supera el tiempo temporizado para la operación de relés de distancia de la tercera zona de líneas de distribución.

Sin embargo, los resultados de los casos simulados son conservadores, puesto que se ha considerado cargas de potencia constante, cuando realmente las cargas de la zona Chota-Jaen-Bagua son netamente de impedancia constante. Además, existe carga de motor de inducción, agregado por cargas industriales y residenciales.

De los resultados de las simulaciones de estabilidad puede concluirse que no hay efecto dañino para el circuito planeado del 2013, aún bajo las contingencias más severas de fallas trifásicas, muy común en estudios de planeamiento.

7 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO PREOPERATIVO DEL PROYECTO

Después de haber analizado los aspectos de estado permanente, de cortocircuito y de estabilidad transitoria, se concluye que la operación de la Central Hidroeléctrica Pizarras (19 MW), bajo diferentes condiciones de operación, no originará situaciones anómalas, fuera de los rangos técnicos aceptables de seguridad, que pudieran afectar las instalaciones existentes del área de influencia del sistema.

Estudio Preoperatividad Para La Conexion Al SEIN Del Proyecto CH Pizarras

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