Estudios para el Refuerzo de la Capacidad de la Línea 220 kV Mantaro-Socabaya

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Estudios para el Refuerzo de la Capacidad

de la Línea 220 kV Mantaro-Socabaya

Junio, 2009


Agenda

OBJETIVO

ESTUDIOS PARA EL REFUERZO DE LA CAPACIDAD DE LA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN 220 KV MANTARO-COTARUSE-SOCABAYA

Estudios eléctricos

Incremento de la Capacidad de la Línea por Límite Térmico del

Conductor

Mejora de Confiabilidad por Descargas Atmosféricas

Presupuesto y Cronograma

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES


Presentar un resumen ejecutivo de los

estudios efectuados para definir las obras

necesarias en la línea Mantaro-Cotaruse-

Socabaya con la finalidad de aumentar su

capacidad de transporte y mejorar su

desempeño ante descargas atmosféricas.

El proyecto se justificó por:

el constante y progresivo crecimiento de

la demanda eléctrica de la región sur;

las proyecciones de crecimiento de la

demanda en el corto y mediano plazo; y

la insuficiente infraestructura de

transmisión y generación prevista en el

corto y mediano plazo en esta parte del

país que soporte eficientemente la

demanda respectiva.

OBJETIVO


CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA

LL TT Tramo

Mantaro-

Cotaruse

Tramo

Cotaruse-

Socabaya

Longitud (km) 292 311

Reactancia (Ohm) 112 120

Doble circuito 2 Cond/fase,

2 cable/G

2 Cond/fase,

2 cable/G

Número de

estructuras

1245

Reactores Shunt en Cotaruse

Potencia (Mvar) 2x50 Mvar 2x50 Mvar

Compensación serie en cada circuito Cotaruse

Corriente nominal (A) 630 630

Reactancia (Ohm) 58 72

Porcentaje (%) 50 60

OBJETIVO

En febrero de 1998 CTM y el estado peruano suscribieron el Contrato BOOT para el diseño,

construcción y explotación de la línea de 220 kV Mantaro-Socabaya, con una capacidad de

transmisión de 300 MW, medido en la barra de retiro.

Los conductores de la línea son 2 ACSR 362.5 mm2 (Starling), a excepción de 13 vanos

donde se ha utilizado el conductor AAC Condor (2 conductores por fase) y de otros 3 vanos

donde se ha utilizado el conductor ACSR - Colca (1 conductor por fase).


OBJETIVO

NIVEL TOPOGRAFICO DE LA RUTA DE LA LINEA

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600

Longitud (km)

Alt

itu

d s

ob

re e

l n

ive

l d

el m

ar

(m

)

S.E. Mantaro Cañon del ColcaRio Pampas

S.E Cotaruse

S.E. Socabaya

CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA


Número de Pérdidas de

Interconexión

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

N° de Fallas por cada 100 km-año

0

1

2

3

4

5

L-220 kV 3.28 4.25 1.88 2.05 3.93 1.88 1.39

Meta 2009 2.69 2.69 2.69 2.69 2.69 2.69 2.69

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

OBJETIVO

Año MW FU

2000 180 60%

2001 195.1 65%

2002 224.7 74.9%

2003 240.2 80.1%

2004 245.1 81.7%

2005 248.7 82.9%

2006 265.1 88.4%

2007 296 98.6%

2008 332.3 110.7%

2009 311.9 103.9%

Factor de utilización

INDICADORES OPERATIVOS


7 7

Agenda

OBJETIVO





Conductor





ESTUDIOS ELÉCTRICOS

7. Estudio de cortocircuito

Lista de escenarios demanda - generación

Lista de eventos de grandes perturbaciones

6. Estudio de armónicos (para dimensionamiento de filtros por parte del fabricante)

Lista de contingencias N-1

Lista de contingencias N-1

1. Estudio de flujo de carga

2. Estudio de estabilidad de voltaje

3. Estudio de estabilidad transitoria

Lista de maniobras

Lista de eventos de pequeñas perturbaciones

1. Compensación SC requerida permanente y a 30 min

2. Compensación shunt adicional requerida

Valores de capacidad reactiva y capacitiva de la compensación shunt.

Porcentaje variable en SC Capacidad transitoria del SC Curva V/I del SVC Estrategias de control SVC y SC

9. Estudio de estabilidad pequeña señal

1. Requerimientos MOV’s y pararrayos equipos asociados a la compensación

2. Verificar aislamiento equipos existentes

3. Otras medidas remediales

5. Estudio de resonancia subsincrona

1. Ajuste porcentaje variable en SC

2. Scan de frecuencia 3. Otras medidas remediales

Fase 1 de los estudios Fase 2 de los estudios

1. Scan de frecuencia 2. Otras medidas

remediales

1. Capacidad de aguante de cortocircuito equipos SC, asociados al SC y existentes

2. Capacidad de interrupción equipos asociados al SC y existentes

8. Estudio de transitorios electromagnéticos

1. Verificar capacidad transitoria del SC

2. Verificar curva V/I del SVC 3. Estrategias de control SVC y

SC

Lista de maniobras


Estudios de flujo de carga

1. Red sin contingencia

2. Red con contingencia

Dimensionamiento inicial de la

compensación serie y requerimientos adicionales de compensación shunt inductiva y capacitiva

Xc

I

Continua

30 min

10 s

Curva de capacidad del SC


ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA


De las simulaciones realizadas se puede concluir que es factible incrementar el flujo de potencia por la línea Mantaro – Cotaruse – Socabaya a 505 MVA implementando la siguiente solución:

Incremento de la compensación serie fija (CS) de:

50% a 65% de la reactancia inductiva de la línea entre Mantaro-Cotaruse, y

60 % a 65% de la reactancia inductiva de la línea entre Cotaruse – Socabaya.



Instalación de una compensación “shunt”:

S.E Cotaruse: Dos reactores de 50 Mvar.

S.E Socabaya: Un SVC de -300/100 Mvar 100% variable.



Para el año 2010, el estudio de análisis estacionario con flujo de carga para operación normal y en contingencia indica que es posible transportar hasta 505 MVA por la L/T Mantaro – Coatruse – Socabaya con la solución adoptada

Resumen balance carga/generación simulados

Año Caso simulado Carga total Generación FP Pérdidas

Generación Demanda [MW] [MW] % [%]

2008 Avenida Promedio 3361 3549 0.95 5.30%

Máxima 4067 4279 0.96 4.95%

Estiaje Promedio 3360 3437 0.76 2.23%

Máxima 4257 4474 0.96 4.83%


Máxima 4907 5156 0.96 4.82%


Máxima 4921 5171 0.96 4.84%


Máxima 6322 6618 0.97 4.47%


Máxima 6185 6470 0.97 4.40%

2014 Estiaje Máxima 6836 7146 0.97 4.33%

2016 Estiaje Máxima 7285 7603 0.97 4.18% Fuente: Consultor

Carga Zona Sur:

2008: 663 MW

2010: 768 MW

2012: 860 MW




Flujo de potencia de 500 MW por la L/T Mantaro – Cotaruse – Socabaya a 220 kV Compensación serie recomendada



Condición de Operación Normal Año 2010


Flujo de potencia de 500 MW por la L/T Mantaro – Coatruse – Socabaya a 220 kV – Compensación serie recomendada


ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA Condición de Operación Contingencia Año 2010


PÉRDIDAS EN LA RED

0.00 MW54.27 Mvar

0.00 MW54.27 Mvar

0.00 MW54.27 Mvar

0.00 MW54.27 Mvar

139.97 MW42.44 Mvar30.93 %

-134.70 MW-54.26 Mvar30.93 %

139.97 MW42.44 Mvar30.93 %

-134.70 MW-54.26 Mvar30.93 %

134.70 MW-36.69 Mvar29.00 %

-129.55 MW23.76 Mvar29.00 %

134.70 MW-36.69 Mvar29.00 %

-129.55 MW23.76 Mvar29.00 %

R-Adicional

0.00 MW108.54 Mvar

-134.70 MW36.69 Mvar29.00 %

134.70 MW54.26 Mvar30.93 %

-134.70 MW36.69 Mvar29.00 %

134.70 MW54.26 Mvar30.93 %

SV

S

SV

C_S

ocab

aya

-0.00 MW-74.86 Mvar

SER22209.80 kV0.95 p.u.167.25 deg

SER21209.80 kV0.95 p.u.167.25 deg

SER12204.56 kV0.93 p.u.142.33 deg

SER11204.56 kV0.93 p.u.142.33 deg

CARMI220

238.87 kV1.09 p.u.160.09 deg

SOCA220

220.00 kV1.00 p.u.146.45 deg

COTARUSE

229.20 kV1.04 p.u.154.52 deg

DIg

SIL

EN

T


ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA Condición Operación Normal Reactores Adicionales Cotaruse Año 2010


Estudio de estabilidad

1. Estabilidad de voltaje

2. Estabilidad transitoria

Dimensionamiento inicial de SVC, ajustes a especificación inicial

de SC y lógica de control.

3. Estabilidad de pequeña señal

Verificar dimensionamiento de SC y SVC y su lógica de control.

Característica V/I de un SVC

0.70

0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25

1.30

1.35

1.40

V[pu]

ILIC ILnom ILmaxICmax ICnom

Disparo del SVC a 1 seg

Área de operación normal

Activación de la estrategia

de control en condiciones de

muy bajo voltaje


ESTUDIOS DE ESTABILIDAD


SIN SVC

CON SVC


ESTUDIOS DE ESTABILIDAD - Curvas PV


Resultados de los Estudios

El análisis de curvas PV realizado para el año 2010 permite concluir que es posible aumentar el flujo de potencia por la L/T de 280 MW a 505 MVA sin perder estabilidad por voltaje ante condiciones de operación normal y contingencia, es decir, con la solución adoptada.

Con la alternativa conjunta de CS + “shunt” (fijo o SVC) en Socabaya es posible transportar 505 MVA por la L/T y los voltajes se mantienen dentro de los límites establecidos.

Con la opción de incremento de CS en Cotaruse a 65%/65% + SVC en Socabaya los voltajes en las tres subestaciones presenta un perfil adecuado: si no se incrementa la CS el voltaje en Cotaruse tiende a estar por debajo de 1.00 y con la opción de “shunt” fijo en Socabaya el voltaje tiende a estar por encima de 1.05.

En las simulaciones se observa que el SVC debería tener una capacidad mínima 300 MVAR capacitivos.



Curvas análisis PV sin compensación adicional– Normal



Curvas análisis PV sin compensación adicional– Contingencia



Curvas análisis PV con la solución incremento de CS+SVC – Normal



Curvas análisis PV con la solución incremento de CS+SVC – Contingencia




Con la solución implementada en el sistema proyectado del año 2012, donde ya se tiene en operación las líneas a 500 kV Mantaro – Caraveli – Montalvo – Marcona, se observa:

Que se elimina por completo la restricción de flujo de potencia desde el Norte – Centro hacía el Sur.

Los resultados permiten concluir que tanto la L/T de 220 Mantaro – Cotaruse –Socabaya con la repotenciación como la de 500 kV mantienen flujos de potencia similares en operación normal y el sistema opera de manera adecuada ante la salida de una de estas líneas, ya sea de manera programada o repentina




Con la topología de la zona sur, el sistema soporta la salida simultánea de los dos circuitos de la L/T Cotaruse–Socabaya con recierre en uno de ellos.

En cuanto a estabilidad de voltaje, ante contingencia sencilla de uno de los circuitos de la L/T Mantaro – Cotaruse, el flujo por el circuito que queda en operación podría transportar hasta 447 MW sin perder estabilidad por voltaje.



Simulación de estabilidad transitoria ante falla simultánea de los dos circuitos Cotaruse - Socabaya



Simulación de estabilidad de voltaje ante falla de uno de los dos circuitos Mantaro - Cotaruse




Para los años 2014 y 2016:

La solución funciona de manera adecuada tanto en operación normal como en

contingencia en estado estacionario como transitorio.

Tal es el caso que en caso de falla de la L/T Mantaro – Caraveli, el flujo por la L/T a

220 KV es del orden de los 650 MW.



ESTUDIO DE RESONANCIA SUBSÍNCRONA

Estudio de resonancia subsíncrona (SSR)

1. Riesgo de resonancia subsíncrona entre generadores y SC

2. Riesgo de resonancia debido a SVC

1. Porcentaje de compensación

serie fija y variable

2. Otras medidas remediales

Este estudio se realiza para determinar el riesgo de problemas de resonancia que causen daños a los generadores y equipos del sistema.


ESTUDIO DE RESONANCIA SUBSÍNCRONA

A partir de simulaciones con datos

típicos para la máquina térmica más

cercana (TV Ilo2) no se observa que

exista problemas de RSS con el nuevo

nivel de compensación del 65%.

Fuente: Paul Anderson, “Subsynchronous Resonance in Power Systems”.

Estructura del sistema de potencia para análisis dinámicos

Figura 1. Modelo masa-resorte adoptado para este proyecto [1] Fuente: “First Benchmark Model”. IEEE – Modelo de 6 masas.


ESTUDIO DE ARMÓNICOS Y CORTO CIRCUITO

Estudio de armónicos

Estudio de cortocircuito

1. Verificar el cumplimiento de los

requerimientos de calidad en la forma de onda

de tensión de acuerdo con lo establecido por la

Norma Técnica de Calidad de los Servicios

Eléctricos

2. Medidas remediales (filtros)

1. Determinar los requerimientos de nivel de

aguante de cortocircuito requerido para los

equipos de compensación serie

2. verificar si la capacidad de cortocircuito de

los equipos existentes es suficiente


ESTUDIO DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNÉTICOS

Estudio de transitorios

Calcular Transient

Recovery Voltage

(TRV) en interruptores

ante eventos como:

1. Apertura de fallas

2. Pérdida de carga

3. Desconexión luego

de cierre fuera de fase

4. Apertura con baja

carga

Especificar MOV’s y

pararrayos


A continuación se muestran los casos simulados:

CASO I : Simulación transitoria - capacitores serie sin protecciones.

CASO II : Simulación transitoria - capacitores serie con protecciones.

CASO III : Simulación transitoria - energización de la línea en vacío sin reactores.

CASO IV : Simulación transitoria - energización de la línea en vacío con reactores.

CASO V : Simulación transitoria - evento de falla doble simultanea, evento ocurrido

el 13 de marzo de 2005.

CASO VI : Simulación transitoria - evento de falla doble simultánea, evento ocurrido

el 18 de marzo de 2007.

Se encontró que no existe problemas de sobretensiones para los casos simulados de

energización de equipos y con los sistemas de protección propuestos.



33 33

Agenda

OBJETIVO





Conductor





INCREMENTO DE LA CAPACIDAD DE LA LÍNEA POR LÍMITE

TÉRMICO DEL CONDUCTOR

Analizar las obras necesarias de la línea Mantaro - Cotaruse - Socabaya para

lograr una capacidad de transmisión de 505 MVA, medida en el punto de inyección.

No se debe alterar la distribución de estructuras y se debe conservar las distancias

de seguridad al terreno según lo construido.

Para régimen de emergencia y un tiempo no mayor a 30 minutos, el conductor

podrá operar a su límite térmico.

Se aplica el “Código Nacional de Electricidad Suministro”

La verificación de la capacidad de los conductores se realizó mediante los modelos

matemáticos de la IEEE Std 738-2006 “Standard for Calculating the Current-

Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors”, para las siguientes

zonas:.


CRITERIOS DE DISEÑO MECANICO

DE ACUERDO AL DISEÑO ORIGINAL

N° DESCRIPCION CONDICIONES General

HIPOTESIS 1 HIPOTESIS DE PARTIDA

1,1 Temperatura °C -10

1,2 Presión de viento kg/m² 0

1,3 Tiro Inicial 25%

HIPOTESIS 2 ESFUERZO MAXIMO VIENTO

2,1 Temperatura °C 0


2,3 Tiro Máximo Final 70%

HIPOTESIS 3 ESFUERZO MAXIMO HIELO


3,2 Hielo mm 20

3,3 Tiro Máximo Final 70%

HIPOTESIS 4

CARGA COMBINADA

VIENTO - HIELO



4,3 Hielo mm 10

HIPOTESIS 5 FLECHA MAXIMA

5,1 Temperatura °C 70 ºC (Zona A)

°C 65 ºC (Zona B)

°C 60 ºC (Zona C)


Fuente: PEMS-LI-CR-01.Rev0 - Summary of Line Design Criteria

AISLAMIENTO

ALTITUD

(msnm) Cantidad Características

h < 2500 19

2500 < h < 3500 21

3500 < h < 5000 23

254 x 146 mm

120 kN - 160 kN

Cadenas Suspensión/Anclaje

DISTANCIAS DE SEGURIDAD




Se considero los siguientes criterios:

Temperatura ambiente máxima: De acuerdo a la zona

Tipo de atmosfera: Claro (*)

Velocidad del viento: 0,61 m/s (2,2 km/h)

Hora del día: 12 am

Emisividad del conductor: 0,7

Coeficiente de absorción solar: 0,9

CAPACIDAD ACTUAL DE TRANSMISIÓN

(*) Debido a que en la Zona A predomina tanto atmósferas claras como industriales, se tomó la mas crítica (atmósfera

clara) con la cual hay una mayor intensidad de radiación solar en el conductor



Se obtuvo la siguiente capacidad de transmisión para las temperaturas de diseño:

Para el conductor Starling, a las temperaturas de diseño de cada zona analizada, es

posible transportar 330 MW (300 MW en el retiro).

Para el conductor Colca, a su temperatura de diseño puede transportar 295 MVA por

circuito. A 75 ºC podría transportar hasta 325 MVA por circuito (distancia al suelo > 8 m).


Se determinó la temperatura de operación del conductor Starling, transportando una

potencia de 505 MVA por circuito, obteniéndose:

En condiciones normales de operación, la temperatura del conductor Starling es menor a

la máxima admisible (75ºC); esto es, no hay problemas en cuanto a su límite térmico.

Para el caso del conductor Colca su temperatura de operación supera el limite térmico

(75 °C), por lo que se recomienda una variante de línea.

Para el conductor Starling, se realizó cálculos mecánicos para determinar el incremento

de flecha, obteniéndose los siguientes incrementos de flecha, dependiendo de la zona:



VERIFICACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE 505 MVA

EN RÉGIMEN PERMANENTE – CONDICIONES NORMALES


Se determinó la capacidad de transmisión del conductor operando en su límite térmico

(75 ºC), obteniéndose que el límite térmico es 536 MVA.

CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN EN CONDICIONES DE EMERGENCIA




CORRECCIÓN DE DISTANCIAS AL TERRENO POR INCREMENTO DE

POTENCIA DE TRANSMISION

Considerando los incrementos de flechas y las distancias al terreno para la nueva

capacidad de transmisión de 505 MVA por circuito, se analizaron alternativas de

corrección, obteniéndose:

Remoción mediante excavación del terreno "Desquinche“

Cuando el tipo de terreno lo permite. Con el programa PLS CADD se determinó el

área infringida, y mediante el programa AUTOCAD CIVIL 3D LAND DESKTOP se

determinó el volumen de excavación necesaria (2,9% de vanos de la línea).

Variante de Línea

En la zona del Cañón del Colca en que el conductor supera el límite térmico, se

analizó la alternativa de una variante de ruta, empleando el conductor Starling.

Cambio de Conductores

Se analizó la alternativa de cambio de conductores por otros de mayor capacidad y

que presenten menores flechas como es el AEROZ. No resultó económico.

.






VARIANTE CAÑÓN DEL COLCA


De acuerdo a las condiciones de operación de la línea se tendrían las siguientes

corrientes en los equipos:

Se encontró que no es necesario realizar cambio de los interruptores de potencia,

seccionadores de línea y barra y transformadores de corriente de las subestaciones, ya

que su capacidad actual es suficiente. Así mismo, que es necesario el cambio de los

bancos de condensadores serie de Cotaruse ya que su capacidad actual es 630 A.

Las capacidades actuales de los equipos son:

VERIFICACION DE LA CAPACIDAD DE LAS CELDAS DE

SUBESTACIONES




42 42

Agenda

OBJETIVO





Conductor





El actual desempeño de las instalaciones de la Línea de Transmisión Mantaro–Socabaya

ha sido examinado sin hallar partes o componentes que propicien o sean por si mismas

la causa de las desconexiones por falla ante los impactos de rayo. El actual indicador de

la gestión operativa de la Línea, la coloca en el rango “Satisfactorio” de las Líneas en

220 kV, lo cual quiere decir que para el control de las desconexiones, solo cabe aplicar

medios verdaderamente eficaces.

El principal equipo para el control de las desconexiones por falla por rayo directo al

conductor, es el apartarrayos comercial para líneas eléctricas, también llamado

pararrayos o descargador, que se fabrica con elementos de material semiconductor y

con una cubierta ligera de polímero siliconado.

Su aplicación debe estar orientada a asegurar la protección por derivación en tiempo real

de las corrientes del rayo desde el conductor hacia tierra, con mínimos efectos

intrínsecos debido a la dispersión de dichas corrientes en el suelo al pie de la estructura

con protección; es decir que:

Las Puestas a Tierra deben presentar en lo posible, una Resistencia baja o

moderada (reglamentaria), con una componente de baja impedancia.

Los electrodos de la Puesta a Tierra involucrada deben tener un entorno inmediato

de mínimo gradiente disruptivo (relleno conductivo húmedo).

Las Puestas a Tierra de las torres adyacentes a una o a varias torres consecutivas

protegidas, deben tener moderada o baja Impedancia.

MEJORA DE CONFIABILIDAD POR DESCARGAS ATMOSFÉRICAS



INCIDENCIA DE RAYOS EN LA RUTA DE LA LINEA

De registros de zonas similares de amplitudes de

corriente de rayo y su distribución porcentual en la mayor parte de su trayecto y que inciden sobre la línea, se tiene:

Corriente Media de Rayo al 50%: 40 kA Corrientes Bajas de Rayo al 90%: 10 kA

De información referencial de ElectroPerú para

zonas similares, se infiere la posible incidencia de rayos sobre la ruta:

Zona Torres Longitud

km

IK

días/año

Salida de Campo Armiño 001-071 40 55

Alturas de Huancavelica 072-176 49 60

Alturas de Ayacucho 177-284 57 55

Entrada zona Ayacucho 285-581 146 50

Alturas paso por Apurimac 582-694 54 50

Alturas entrada a Arequipa 695-932 100 45

Descenso Sierra Arequipa 933-1060 65 30

Llegada a lomas Arequipa 1061-1244 92 20


A la salida de Campo Armiño el suelo es típico de cota media con alta resistividad.

La ruta de alta cota de la línea también se caracteriza por su alta resistividad, debido a la

presencia del basamento rocoso aflorante, es decir poca disponibilidad de material

terroso fino y plástico que se requiere para facilitar la conducción eléctrica.

En la mayor parte de la ruta de la Línea, con excepción de algunos puntos en nivel bajo,

se tiene un suelo de conglomerados compuesto por escasos limos y con predominancia

de materiales resistivos e inertes; a modo de cobertura extensa o dispersa se encuentra

el top-soil que se combina con vegetación menuda, pasto de auquénidos y matas de

paja (dificultoso para lograr una baja resistencia de dispersión en la ruta).


CARACTERISTICAS DEL SUELO EN LA RUTA DE LA LINEA

Suelos de Material Terroso Común Material Granulado Delgado Roca Monolítica o Fragmentada

Contienen algo de limos y arcillas pero

con escasa sales; su espesor se va

haciendo muy delgado a medida que se

va ascendiendo en las laderas de cerro

hasta llegar a la cumbre, allí puede

tener entre 0,2m a 0,5m

Suelos llanos en cuencas o valles: de

250 Ω.m a 500 Ω.m

Suelos de Ladera baja y suave de 500

Ω.m a 900 Ω.m

Suelos de Ladera alta y empinada: de

900 Ω.m a 1500 Ω.m

Suelos en cumbres o gargantas: de

1500 Ω.m a más

Son típicos de las altas cotas, su

granulometría es similar al de las

arenas finas y como tal son muy

permeables, tienen mínimos limos

arcillas y sales, según su ubicación

pueden tener variados espesores.

Suelos con Top-Soil Disperso: de 1000

Ω.m a 2000 Ω.m

Suelos de apariencia arenosa sin Top

Soil: de 2000 Ω.m a 5000 Ω.m

Suelos con gravas angulosas sin Top

Soil: de 5000 Ω.m a más

Son típicos de las afloraciones del

basamento rocoso en las cumbres, en

las parte alta de las gargantas o en las

laderas altas de los cerros, no admiten

la excavación, solo la limpieza para la

colocación de un electrodo plano, o la

incisión para la canalización de un

conductor filiforme, en ambos casos

con una cobertura de relleno fraguable

Roca Monolítica o Fisurada de 5000

Ω.m a 10000 Ω.m

Roca Fracturada Dispersa: de 10000

Ω.m a 15000 Ω.m


La tasa media de 0.93 desconexiones/100 km-año de la línea se ubica dentro de los

márgenes que normalmente se obtienen cuando el tamaño promedio de las estructuras

supera los 45m sobre la superficie del suelo, el ángulo de protección es de alrededor de

10° y la Resistencia de puesta a tierra oscila en torno a los 25Ω.

Las alternativas de soluciones técnicas con la perspectiva de reducir la tasa a un nivel de

0,4 desconexiones/100km-año, considerando posibles desubicaciones o falta de

pararrayos en algunas fases y la probabilidad de 20% que siempre habrá de rayos que

llegan a las estructuras, superando la corriente crítica, con altas probabilidades de producir

fallas fase-fase (corto circuito) y minimizar las desconexiones anuales de la interconexión

por fallas simultáneas en los dos circuitos:

Rediseño de los cables de guarda en las zonas con elevado nivel ceraúnico ,

incluyéndose la posibilidad de incluir un cable de guarda adicional.

El Mejoramiento del Aislamiento del Conductor. Con el incremento de 2 elementos

aisladores en cada una de las cadenas de las Torres señaladas en el rango de cotas de

4500m a 5000m. Puede ser difícil su realización por las restricciones de los intervalos

de aire disponibles.

El mejoramiento de la Impedancia de la Puesta a Tierra y como beneficio marginal,

de la resistencia de dispersión en las torres señaladas para tal fin, entre las que

cuentan aquellas que reciben el apartarrayos y las adyacentes.


MEDIDAS PARA EL CONTROL DE LAS DESCONEXIONES


El mejoramiento del equipamiento contra sobretensión impulsional en las fases

elegidas de cada torre de ambas líneas, se hace con apartarrayos mediante la

conexión directa a los conductores de fase en las estructuras seleccionadas por la

susceptibilidad a fallas con desconexión. Las fases que reciben la protección no son

todas, salvo que la susceptibilidad haya sido establecida en su máximo nivel. La falla

inversa en una fase, ocasionada por el rayo incidente en la torre, será derivada a

tierra por el apartarrayos previsto en dicha fase. La instalación de los Apartarrayos en

las fases de las líneas ha sido ampliada también a las torres que en el pasado fueron

objeto de mantenimiento por reemplazo de aisladores fogoneados.

Resumen de aplicaciones para la Mejora de Confiabilidad por Descargas Atmosféricas


MEDIDAS PARA EL CONTROL DE LAS DESCONEXIONES

En 210 Torres se deberá instalar 743 Pararrayos de Línea.

En 291 Torres se prevé la mejora de la impedancia de PAT.

En 281 Torres se prevé la mejora del Aislamiento, de preferencia por sobre la cota 4000 msnm.


48 48

Agenda

OBJETIVO





Conductor





• Se ha concordado con el MEM el addendum N°8 al Contrato BOOT, por un presupuesto

de inversión de USD 93,0 Millones, quedando compuesto de la siguiente manera:

• Asimismo, se ha acordado con el MEM establecer un monto fijo para la remuneración

por la operación y mantenimiento que asciende a USD 1’960,000 anuales, lo cual

significa un 2.1% respecto al Valor Estimado de Inversión.

• El plazo acordado con el MEM para implementar el proyecto es de 22 meses.

• El tiempo requerido para:

implementación del SVC+FSC+reactores es 22 meses

la remoción del terreno es 45 días.

la variante del Colca es 12 meses

la implementación de apartarrayos y mejora de PAT es 12 meses.

PRESUPUESTO Y CRONOGRAMA


PRESUPUESTO Y CRONOGRAMA


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Agenda

OBJETIVO





Conductor





Es posible incrementar la capacidad de transmisión de la línea de 220 kV Mantaro –

Cotaruse – Socabaya de 280 a 505 MVA en condiciones N-1.

Se requiere la instalación en el subestación Socabaya de un SVC de 300 Mvar

capacitivos y 100 Mvar inductivo. Para tamaños menores de SVC se tiene el riesgo de

ingresar a la zona inestable luego de la apertura de cualquiera de las ternas Mantaro –

Cotaruse.

Se requiere incrementar la capacidad y porcentaje de la compensación serie fija (FCS)

existente en la subestación Cotaruse como se indica a continuación:

a) De 50% a 65% de la reactancia inductiva de la línea Mantaro - Cotaruse y,

b) De 60 % a 65% de la reactancia inductiva de la línea Cotaruse – Socabaya.

c) Cambiar el banco de condensadores de 630 A a 1325 A (505 MVA).

También, en la subestación Cotaruse se requiere la instalación adicional de dos

reactores shunt de 50 Mvar cada uno.

Para asegurar la capacidad de la línea de 505 MVA, cumpliendo las distancias de

seguridad según la normatividad, se requiere efectuar remoción mediante excavación

del terreno en el 2.9% de vanos y efectuar la variante en la zona del Cañón del Colca.

Se requiere efectuar obras de mejoras para aumentar el desempeño de la línea de

transmisión ante descargas atmosféricas.



COMPENSACIÓN SERIE RECOMENDADA


ESTUDIOS REALIZADOS

1. Estudios del sistema

de transmisión

2. Estudios de interacción con el

sistema circundante

1. Dimensionar la compensación

2. Nueva capacidad de la línea

1. Estudio flujo de carga

2. Estudio de estabilidad transitoria

3. Estudio de estabilidad de tensión

1. Efectos colaterales de la compensación

2. Determinar requerimientos protecciones y

automatismos

1. Estudio de estabilidad de pequeña señal

2. Estudio de resonancia subsíncrona y armónicos

3. Estudio de transitorios electromagnéticos

4. Estudio de cortocircuito

Especificación para la compra de:

- SVC - Compensación serie

- Reactores - Equipos asociados



Modelo ATP utilizado



Corrientes banco norte línea L-2052 Fase A Voltajes en las fases A, B y C

Sobrecorrientes sobre el banco de condensadores en p.u.

Evento Corriente Máxima [p.u]

Energización de los bancos 1.05

Falla monofásica salida de Cotaruse (Fase A) 1.53

Despeje falla monofásica (Fase A) 1.00

Sobrevoltajes en p.u.

Evento

kV Máximo

Mantaro

[p.u]

kV Máximo

Cotaruse

[p.u]

kV Máximo

Socabaya

[p.u]

Energización de los bancos 1.03 1.16 0.75

Falla 1Ø “A” salida de Cotaruse. 1.14 1.49 0.76

Despeje falla 1Ø Fase “A”. 1.05 1.37 0.76

RESULTADOS CASO II


La implementación de un interruptor de puenteo de los bancos de compensación serie en

la S.E Cotaruse ayuda a que la corriente por éstos se reduzca en un 20% en nivel de

sobre-corriente, y en 8% las sobretensiones.

Esto tiene muchas ventajas ya que el MOV y el circuito amortiguador reducen la energía y

potencia que pasan por el capacitor serie dividiendo la onda de corriente y absorbiendo

prácticamente la mitad de la energía de la señal.

Para los casos de energización de la línea en vacío del análisis estadístico se evidencia

que los reactores bajan los sobrevoltajes del sistema en un 11%.

En el estado E2 (Compensaciones serie y shunt del lado norte fuera de servicio) los

transitorios se atenúan llegando a un valor de 152% en el nodo de envió de Cotaruse a

Socabaya; esta presenta una componente armónica de corta duración de 0.1s después de

la apertura de las líneas.

Los sobrevoltajes por la doble falla son mas críticos en Cotaruse llegando a un valor de

1.5 p.u.

Del re-cierre exitoso a la apertura definitiva del nodo de envió de Cotaruse a Socabaya,

línea L2054, la onda de voltaje alcanza a tener un contenido armónico muy leve de

aproximadamente de 5%.


Estudios para el Refuerzo de la Capacidad de la Línea 220 kV Mantaro-Socabaya

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