capÍtulo 1 : informe resumen de anteproyectos

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012 Propuesta Informe DP012012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012 COES VOLUMEN III CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS 361

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022”

31/05/2012

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

VOLUMEN III

CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE

ANTEPROYECTOS

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

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COES

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 3

2. CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO ..................................................................... 4

2.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................... 4

2.2 SUBESTACIONES....................................................................................... 6

3. ANTEPROYECTOS DEL PLAN VINCULANTE AÑO 2018 .................................. 8

3.1 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 KV MANTARO – MARCONA – NUEVA SOCABAYA – MONTALVO Y SUBESTACIONES....................................................................................... 8

3.2 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 KV PUNO – JULIACA – AZÁNGARO Y SUBESTACIONES .......................................... 10

3.3 ANTEPROYECTO : PRIMERA ETAPA DE LA SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV Y ENLACES DE CONEXIÓN DE LÍNEAS ALEDAÑAS ................................................................................................ 11

3.4 ANTEPROYECTO : COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVar EN 60 kV – SE PUCALLPA ......................................................... 12

3.5 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 1 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV .............................................................................. 13

3.6 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 2 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV .............................................................................. 14

3.7 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV VIZCARRA – PARAGSHA (EN ELABORACIÓN) ........................................................................................ 15

4. ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO PROYECTOS

VINCULANTES ................................................................................................... 16

4.1 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TRUJILLO – CAJAMARCA 500 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 16

4.2 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YANANGO – CARAPONGO 500 kV Y SUBESTACIONES ............................................................................ 26

4.3 LÍNEA DE TRANSMISIÓN MANTARO – NUEVA YANANGO Y SUBESTACIONES..................................................................................... 37

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COES

4.4 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YUNCÁN – NUEVA YANANGO 500 kV Y SUBESTACIONES ..................................................................... 48

4.5 AMPLIACIÓN DE SUBESTACIÓN MONTALVO 2 500/220 KV ................. 58

4.6 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINGO MARÍA – CONOCOCHA 220 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 64

4.7 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA TINTAYA – AZÁNGARO 220 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 73

4.8 LÍNEA DE TRANSMISIÓN LA NIÑA – PIURA 220 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 82

4.9 LÍNEA DE TRANSMISIÓN PIURA – TALARA 220 kV Y SUBESTACIONES..................................................................................... 91

4.10 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN MANTARO – INDEPENDENCIA 220 kV EN HUANCAVELICA Y SUBESTACIONES ... 101

4.11 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN CHICLAYO – PIURA 220 kV EN S.E. LA NIÑA Y SUBESTACIONES ........................... 109

4.12 SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV - 2DA ETAPA ...................... 117

4.13 REPOTENCIACIÓN A 75 MVA (50%) DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN AGUAYTÍA – PUCALLPA EN 138 kV ............................. 124

4.14 LÍNEA DE TRANSMISIÓN YUNCÁN – PARAMONGA – TRUJILLO 500 kV Y SUBESTACIONES ................................................................... 132

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COES

1. INTRODUCCIÓN

El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión, elaborado por el COES, consigna la Lista de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes anteproyectos del Plan Vinculante (año horizonte 2018) y los no incluidos como proyectos vinculantes (año horizonte 2022), según el detalle que se explica a continuación. Como resultado del Plan Vinculante se destaca el importante reforzamiento de la transmisión Centro-Sur con la implementación del segundo circuito a 500 kV (Mantaro Marcona –Nueva Socabaya – Montalvo) con lo que se conforma una esquema de transmisión fuerte y de gran capacidad suficiente para atender los requerimientos iniciales del gran incremento estimado en la demanda del Sur y posteriormente para recibir los grandes proyectos térmicos e hidroeléctricos a ser desarrollados en esa zona. También en este Plan Vinculante destaca la implementación de la Subestación Carapongo, para el suministro troncal de energía a Lima Metropolitana conformado por un sistema de transmisión troncal a 220 kV y 500 kV que podrá brindar suficiente capacidad y confiabilidad el suministro eléctrico a los sistemas de transmisión de las concesionarias de transmisión hacia el largo plazo.

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COES

2. CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO

2.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Características 220 kV 500 kV

Máxima tensión de operación (kV)

245 550

Capacidad de Transmisión de diseño (MVA), Ver Nota 1 450 MVA (como mínimo) 1400 MVA (como mínimo)

Gradiente Superficial Máximo

Deberá verificarse que el valor máximo de gradiente superficial en los conductores, no supere los siguientes valores de gradientes críticos: • 16 kVrms/cm, en región costa con altitudes hasta 1000

msnm. • 18,5 kVrms/cm, en región selva con altitudes hasta

1000 msnm. • 18,5 kVrms/cm, en las zonas con altitud mayor a 1000

msnm. Este valor está referido al nivel del mar por lo que deberá corregirse por altitud.

Campos y perturbaciones

Se hará referencia a las siguientes Normas: • Ítems C.3.3 y C.4.2 del CNE Utilización vigente: valores

límites de campo eléctrico, campo magnético y ruido audible.

• Normas IEC : Radio interferencia

Transposiciones Una transposición completa para tramos entre 70 y 250 km y dos transposiciones para tramos mayores a 250 km.

Tasa de fallas por descarga atmosférica en N° de Fallas/100 km / año,

(Ver Nota 2)

Por falla de blindaje : 0,01 Total 2

Por falla de blindaje : 0,01 Total 1

Reducción de Fallas Simultáneas ante

Descargas Atmosféricas en Líneas de Doble

Circuito

Cuando una línea de transmisión diseñada para doble circuito deba recorrer zonas andinas de altitud mayor a 4000 msnm, zonas de selva (alta ó baja) o zonas con nivel isoceráunico mayor a 50, deberá emplear estructuras independientes por circuito (dos estructuras de simple terna)

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COES

Requerimientos Mecánicos Considerar lo señalado en el Código Nacional de Electricidad – Suministro vigente

Aislamiento

- Características

- Longitud de línea de fuga específica

Considerar criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de la costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de la sierra y selva de contaminación media

Estructuras

Reticuladas de acero galvanizado

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope

Cable de Guarda

1 cable OPGW para todas las líneas sin excepción; se incluirá un cable del tipo acerado para cumplir con la tasa de fallas u otro criterio de diseño.

Notas:

1. La temperatura en los conductores de fase no deberán superar el límite térmico de

75 ºC para las capacidades de transmisión indicadas y en las condiciones de

temperatura ambiente máxima media (promedio de temperaturas máximas anuales

en 10 años), radiación solar máxima y viento mínimo de 0,61 m/s (perpendicular al

conductor). Asimismo, toda línea troncal deberá diseñarse para unta temperatura de

conductor de fase de 75 ºC, respetándose a ésta temperatura las distancias de

seguridad desde el momento de tendido de los conductores.

La capacidad mínima de transmisión indicada, considera cualquier condición de

operación (operación normal, contingencia y emergencia); es decir el enlace de

transmisión deberá estar diseñado para transmitir esta potencia durante toda la vida

útil de la instalación.

Para el caso de las líneas de enlace en 220 kV, la capacidad de transmisión de éstas

podrán diferir de la capacidad señalada (450 MVA) y serán las que se consignen en

el desarrollo del Anteproyecto.

2. La tasa total de fallas está determinada tanto por fallas de blindaje (descargas sobre

conductores) como por fallas debidas a contorneos inversos (descargas sobre

estructuras o cables de guarda).

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2.2 SUBESTACIONES

Características 220 kV 500 kV

Tensión máxima de servicio (kV) 245 550 Impulso atmosférico BIL (kV) e Impulso de maniobra SIL (kV)

Según norma IEC-60071

Capacidad de Transmisión Similar a Líneas de Transmisión (Ver Nota 1)

Niveles mínimos de corriente de cortocircuito (kA)

31,5 y 40 (Ver Nota 2)

40

Configuración Doble barra con simple interruptor y seccionador de transferencia

Interruptor y Medio

Distancias mínimas Según IEC-60071-2

Conductores de Barra Máxima transferencia en el conductor de barra 90% de capacidad de transmisión Gradiente superficial no superarará el valor del gradiente crítico de 18,5 kVrms/cm hasta 1000 msnm. En zonas con altitudes mayores éste valor

Distancias de fuga 31 mm/kV, zona de la costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de la sierra y selva de contaminación media

Emplazamiento Nº de celdas a considerar en el diseño de subestaciones (Ver Nota 3): 220 kV : 6 y 16 500 kV : 4 y 10

Sistema de Automatización y Control Según su teconología, por medio de un Sistema de Automatización o Control Local de Subestaciones. Según su ubicación, por medio de Control tipo Distribuido, con casetas de control (de campo) que contienen los tableros de protección, medición, comunicación y servicios auxiliares; ubicados en el patio junto a sus celdas correspondientes y se conectan por FO a un controlador central ubicado en una sala de control.

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COES

Notas:

1. Sistema de barras dimensionado con una capacidad no menor al doble de la capacidad

de transmisión de la línea.

2. Podrán considerarse niveles superiores solo en caso las condiciones particulares, como

parte de la expansión del sistema, así lo requieran.

3. Límite inferior : área mínima de construcción (fase inicial)

Límite superior : área máxima razonable de ampliación para la construcción (fase final).

Sistema de Protección Según lo señalado en el documento del COES “Requisitos Mínimos para los sistemas de Protección del SEIN”

Sistema de Comunicaciones Como mínimo: Sistema Principal : Fibra Optica (OPGW) Sistema de Respaldo : Onda Portadora Digital

Sistema de Puesta a Tierra 220 kV : 31.5 - 40 kA 500 kV : 40 kA o el obtenido en un horizonte de 25 años Tiempo mín. despeje de falla 0.5 seg Norma : Sección 9 de la IEEE Std. 80.

Fundaciones Diseño sísmico: • Aceleración horizontal : 0,5 g • Aceleración vertical : 0,3 g • Frecuencia de oscilación : 10 Hz

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3. ANTEPROYECTOS DEL PLAN VINCULANTE AÑO 2018

La Actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022 propone la implementación de los siguientes Anteproyectos del Plan Vinculante (año horizonte 2018): 1) Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva

Socabaya – Montalvo y Subestaciones. 2) Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca – Azángaro y

Subestaciones. 3) Primera etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de

conexión de líneas aledañas 4) Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – SE

Pucallpa 5) Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV:

a) Pachacha – Callahuanca (L-2222/L-2223)

b) Pomacocha – San Juan (L2205/L-2206)

c) Huanza (*) – Carabayllo

(*) Futura subestación que seccionará la línea Huayucachi – Carabayllo (L-2221)

6) Repotenciación 2 de Líneas de Transmisión 220 kV:

a) Tingo María – Vizcarra (L-2252)

b) Vizcarra – Conococha (L-2253)

c) Trujillo – Cajamarca (L-2260)

Debido a que los anteproyectos señalados corresponden al Plan Vinculante, éstos han sido desarrollados con un mayor grado de detalle

3.1 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 KV MANTARO –

MARCONA – NUEVA SOCABAYA – MONTALVO Y SUBESTACIONES

Actualmente el enlace Centro – Sur tiene una alta dependencia del enlace existente 220 kV Mantaro – Cotaruse – Socabaya con baja confiabilidad ante contingencias mayores, y aún con la implementación del enlace Chilca – Marcona – Montalvo, ante la pérdida de alguno de éstos enlaces no podría mantenerse la confiabilidad de todo el suministro. Sin embargo, con la

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implementación del enlace Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo se logrará una alta confiabilidad a la demanda y la generación del Sur. El enlace propuesto de 500 kV sería de simple circuito con compensación serie en los tramos Mantaro – Marcona y Marcona – Nueva Socabaya, con un trazo predominante por la costa con excepción del tramo Mantaro – Marcona que atravesaría una zona de sierra en altitud. El proyecto comprenderá también una nueva subestación 500/220 kV extensiva a la S.E. Campo Armiño de la C.H. Mantaro, la ampliación de la S.E Marcona 500/220 kV, una nueva subestación 500/220 kV (Nueva Socabaya) cercana a la S.E. 220 kV Socabaya existente, dado que ésta presenta limitaciones de ampliación y acceso de líneas, y finalmente la ampliación de la S.E Montalvo en 500 kV, con una posterior ampliación de transformación con un módulo adicional de 500/220 kV. Por esta razón, se encargó a la consultora CESEL el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes volúmenes:

Volumen I : Líneas de Transmisión

- Memoria Descriptiva

- Metrado y Presupuesto Referencial.

- Láminas y Planos

Volumen II : Subestaciones

- Memoria Descriptiva

- Metrado y Presupuesto Referencial.

- Láminas y Planos

El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.

Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)

Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo y Subestaciones (*)

371.9

No incluye IGV

(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el

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mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud; es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores. Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones en las zonas bajas.

3.2 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 KV PUNO –

JULIACA – AZÁNGARO Y SUBESTACIONES

Debido a congestiones en los enlaces existentes a 138 kV se requieren nuevos enlaces en 220 kV como el de Puno – Juliaca – Azángaro. Posteriormente, en el 2022 ésta se extenderá desde Azángaro hasta Tintaya. Con este esta expansión se completa el anillo a 220 kV Arequipa-Moquegua-Puno-Cusco-Arequipa, conectado a dos puntos muy fuertes del SEIN en el Sur la subestación Socabaya en Arequipa y Montalvo en Moquegua, ambas conectadas al sistema troncal de 500 kV del SEIN. Por esta razón, se encargó a la consultora PEPSA el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes volúmenes:

Volumen I : Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca - Azángaro

- Parte A : Memoria Descriptiva

- Parte B : Planos

Volumen II : Subestaciones en 220 kV Puno – Juliaca - Azángaro

- Parte A : Memoria Descriptiva

- Parte B : Planos

Volumen III : Sistema de Telecomunicaciones y Control

- Parte A : Memoria Descriptiva

- Parte B : Planos

La línea de transmisión de 220 kV propuesta sería de simple circuito, con un trazo cercano a la del recorrido por las líneas en 138 kV. El proyecto comprenderá también nuevas subestaciones 220/138 kV en Azángaro y Juliaca extensivas a las subestaciones existentes, así como la ampliación de la S.E. Puno 220/138 kV.

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VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

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COES

El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.

Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)

Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca – Azángaro y Subestaciones

68.9

No incluye IGV

3.3 ANTEPROYECTO : PRIMERA ETAPA DE LA SUBESTACIÓN

CARAPONGO 500/220 kV Y ENLACES DE CONEXIÓN DE LÍNEAS ALEDAÑAS

El Área de Lima Metropolitana cuenta actualmente con 4 puntos alimentadores troncales principales a los que se conectan los sistemas de transmisión de las concesionarias de distribución los cuales son: Chilca, San Juan, La Planicie, Carabayllo y las líneas provenientes de la Sierra Central conectadas a las subestaciones de Santa Rosa y Chavarría. Parte del suministro eléctrico de Lima proviene de las centrales hidroeléctricas lejanas Callahuanca, Huinco y Mantaro, y de centrales térmicas locales de Santa Rosa y Ventanilla la energía eléctrica. Todo este suministro obedece al despacho de esas centrales acorde a su programación, por lo que el abastecimiento a Lima se hace en alto grado incierto y no confiable ya que depende de la disponibilidad y de la generación involucrada, y de la expansión de la transmisión de las empresas concesionarias. Por lo anterior, y acorde a los resultados del diagnóstico, se planteó formar un sistema troncal de suministro eléctrico de Lima a 220 kV y 500 kV que atienda las necesidades de largo plazo, es así que se propone la conformación de un esquema de transmisión troncal conformado por un sistema con cuatro grandes subestaciones en 500 y 220 kV: Chilca, San Juan, La Planicie, Carabayllo y la propuesta de la nueva subestación 500/220 kV Carapongo (inicialmente solo en 220 kV). La subestación Carapongo estaría localizada en un punto de confluencia de las líneas 220 kV La Planicie – Carabayllo y 500 kV Chilca – Carabayllo, con las líneas de doble circuito Huinco – Santa Rosa y Callahuanca – Chavarría, ya que todas pasan a corta distancia entre ellas y es en esa zona donde se ubicaría la nueva subestación.

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VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

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COES

Por esta razón, se encargó a la consultora PRICONSA el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:

Capítulo 1 : Introducción

Capítulo 2 : Descripción de la Subestación

Capítulo 3 : Equipamiento del Patio de llaves

Capítulo 4 : Descripción de líneas de transmisión

Capítulo 5 : Presupuesto

Capítulo 6 : Cronograma

Capítulo 7 : Láminas y Planos

El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.

Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)

Primera etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas

17.6

No incluye IGV

3.4 ANTEPROYECTO : COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVar EN 60 kV – SE PUCALLPA

La alimentación eléctrica al sistema de Electroucayali proviene de la barra de Tingo MariaMaría, a través de los enlaces Tingo Maríia-Aguaytíia en 220 kV y Aguaytía-Pucallpa en 138 kV. Las simulaciones eléctricas de los años venideros han arrojado caídas de tensión por debajo del rango permitido por la norma, principalmente cuando la central Aguaytía no está despachada, que ocurre en periodos hidrológicos de avenida. La solución para magnitudes de demanda que no superen el orden de 46 MW se logra con la instalación de compensación reactiva capacitiva del orden de 20 MVAr en la barra de 60 kV de la subestación de llegada de la línea Aguaytía-Pucallpa de 138 kV de REP. Alternativamente la compensación se puede ubicar en barras de media tensión de Electroucayali, lo cual brindaría mejor desempeño porque demandaría menor magnitud de compensación y adicionalmente brindaría reducción de pérdidas en la red de distribución de 60 kV de Electroucayali. Sin embargo, esta opción debe ser estudiada adecuadamente en coordinación

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Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

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COES

con la distribuidora, porque podría dar lugar a que el factor de potencia de las cargas en el punto de entrega exceda el valor de 0.95. Por esta razón, se encargó a la consultora PRICONSA el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:

Capítulo 1 : Introducción

Capítulo 2 : Características generales de la subestación existente

Capítulo 3 : Descripción de las instalaciones proyectadas

Capítulo 4 : Presupuesto

Capítulo 5 : Cronograma

Capítulo 6 : Láminas y Planos

El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.

Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)

Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – SE Pucallpa

0.63

No incluye IGV

3.5 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 1 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV

El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requiere la repotenciación de las siguientes líneas de su actual valor de 152 MVA a 250 MVA:

Pachacha – Callahuanca (L-2222/L-2223)

Pomacocha – San Juan (L2205/L-2206)

Huanza (*) – Carabayllo

(*) Futura subestación que seccionará la línea Huayucachi – Carabayllo (L-2221)

Por esta razón, se encargó a la consultora CESEL el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:

Capítulo 1 : Resumen

Capítulo 2 : LT. Pachachaca – Callahuanca L-2222/L-2223

Capítulo 3 : LT. Pomacocha – San Juan L-2205/L-2206

374

Page 15: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 14

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

Capítulo 4 : LT. Huanza – Carabayllo

Capítulo 5 : Plan de Intervenciones

El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.

Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)

Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV

2.3

No incluye IGV

3.6 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 2 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

220 kV

En el Área Cajamarca comprendida por los departamentos de La Libertad y Cajamarca, se identificó que por congestión del enlace existente, se requiere la repotenciación del enlace existente 220 kV Trujillo - Cajamarca para incremento de su actual capacidad de 152 MVA a 250 MVA. De otro lado, en el Área Ancash-Huánuco-Ucayali comprendida por los departamentos de los mismos nombres, se identificó que por congestión se requiere incrementar la capacidad del enlace existente 220 kV Tingo María – Vizcarra – Conococha de su actual valor de 190 MVA a 250 MVA. Por esta razón, se encargó a la consultora S&Z el desarrollo del anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:

Capítulo 1 : Resumen

Capítulo 2 : LT. Pachachaca – Callahuanca L-2222/L-2223

Capítulo 3 : LT. Pomacocha – San Juan L-2205/L-2206

Capítulo 4 : LT. Huanza – Carabayllo

Capítulo 5 : Plan de Intervenciones

El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.

Anteproyecto Costo Total (USD $)

Repotenciación 2 de Líneas de Transmisión 220 kV

1.1

No incluye IGV

375

Page 16: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 15

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

3.7 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV VIZCARRA – PARAGSHA (EN ELABORACIÓN)

Con la inclusión de la nueva demanda de Antamina se identificó la congestión del enlace existente Vizcarra - Paragsha 220 kV, por lo que requiere incrementar la capacidad de este enlace de capacidad actual de los 150 MVA actuales a 250 MVA. El desarrollo del anteproyecto se encuentra en elaboración.

376

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 16

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

4. ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO PROYECTOS VINCULANTES

4.1 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TRUJILLO – CAJAMARCA 500 kV Y

SUBESTACIONES

4.1.1 Diagnóstico

En el Área Cajamarca comprendida por los departamentos de La Libertad y Cajamarca, se identificó que por congestión del enlace existente (Trujillo – Cajamarca en 220 kV), requiere para el 2022 un nuevo enlace a 500 kV Trujillo - Cajamarca.

4.1.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Trujillo – Cajamarca y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 500 kV Trujillo - Cajamarca de 137 km

(aprox.) 2) Ampliación de la subestación Trujillo en 500 kV. 3) Nueva Subestación Cajamarca 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace

220 kV a subestación Cajamarca Norte existente. 4) Ampliación 220 kV de Subestación Cajamarca Norte existente.

377

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 17

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

4.1.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

378

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 18

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

Fig. Nº 01: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones

379

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 19

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

4.1.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 500 kV Trujillo – Cajamarca y enlace 220 kV a

Cajamarca

La línea de transmisión en 500 kV y el enlace en 220 kV deberán contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV)

500 220

Máxima tensión de operación (kV)

550 245

Longitud de línea 137 km. 1 km. Nº de circuitos 1 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

1400 (como mínimo) 600 (equivalente a la capacidad

del Autotransformador) Conductor - Nº de

conductores por fase

- Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

A ser definidos por el consultor

Aislamiento - Características - Longitud de

línea de fuga específica

- Tipo y material

de aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

380

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 20

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope. A ser definidos por el consultor

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

2

EHS y OPGW

1

OPGW Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0,01 Total 1

Por falla de blindaje : 0,01 Total 2

Ampliación de S.E. Trujillo 500 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Trujillo 500 kV, de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR b) Celdas:

- 01 celda de línea en 500 kV a Cajamarca (2/3 del diámetro) - 01 celda de Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyectos “Línea 500 kV Carabayllo – Chimbote – Trujillo” y “Línea 500 kV Trujillo – Chiclayo” del Titular Consorcio

Transmantaro.

381

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 21

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

Subestación Cajamarca 500/220 kV

Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Banco de Autotransformadores monofásicos 500/220 kV de 450 MVA.

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR b) Celdas:

- 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Trujillo y 01 del Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo)

- 01 Celda de Reactor de línea - 01 Celda de línea 220 kV – enlace con Cajamarca Norte

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

Ampliación de S.E. Cajamarca Norte 220 kV (existente)

Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace a la subestación Cajamarca 500/220 kV de configuración doble barra y demás sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño de la subestación existente.

4.1.5 Rutas de Línea

En figura Nº 02 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

4.1.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 01 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

382

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 22

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

Fig. Nº 02: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones

383

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 23

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

Cuadro Nº 01: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones

384

Page 25: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 31/05/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 24

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Mayo-2012

COES

4.1.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 03 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 40 meses.

4.1.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 500 kV Cajamarca : menor a 5 kA Barra 220 kV Cajamarca : menor a 10 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)

385

Page 26: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 25

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 03: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones

386

Page 27: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 26

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.2 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YANANGO – CARAPONGO 500 kV Y SUBESTACIONES

4.2.1 Diagnóstico

El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requieren nuevas líneas a 500 kV entre la Sierra Centro y la Costa Centro (Lima), conformadas por Nueva Yanango – Carapongo, Mantaro – Nueva Yanango y Nueva Yuncán – Nueva Yanango, así como los nuevos enlaces o reforzamiento de la transmisión a 220 kV desde la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV a Carhuamayo 220 kV, y de Nueva Yanango 500/220 kV a Pachacaca 220 kV.

4.2.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yanango - Carapongo de 200

km (aprox.) 2) Ampliación subestación Carapongo en 500 kV. 3) Nueva Subestación Yanango 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace

220 kV a subestación Yanango existente.

387

Page 28: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 27

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4) Ampliación 220 kV de Subestación Yanango existente. 4.2.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 04 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

388

Page 29: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 28

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 04: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones

389

Page 30: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 29

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.2.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y enlace 220

kV a Yanango

La línea de transmisión en 500 kV y el enlace en 220 kV deberán contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV)

500 220

Máxima tensión de operación (kV)

550 245

Longitud de línea 200 km. 1 km. Nº de circuitos 1 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

1400 (como mínimo) 600 (equivalente a la capacidad

del Autotransformador) Conductor (*) - Nº de

conductores por fase

- Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

A ser definidos por el consultor

Aislamiento (*) - Características - Longitud de

línea de fuga específica

- Tipo y material

de aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo

Reticuladas de acero galvanizado

390

Page 31: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 30

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cross Rope. A ser definidos por el consultor

A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

2

EHS y OPGW

1

OPGW Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0,01 Total 1

Por falla de blindaje : 0,01 Total 2

(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud; es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores. Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones en las zonas bajas.

Ampliación de S.E. Carapongo en 500 kV

Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Carapongo de 500/220 kV, de configuración interruptor y medio con el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar - 01 Reactor de barra de 500 kV y 200 MVar

b) Celdas: - 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Yanango y 01 del

Reactor de Barra (1diámetro completo) - 01 Celda de Reactor de línea

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

391

Page 32: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 31

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyectos “Primera etapa de la subestación Carapongo

500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas” del Plan Vinculante y

“Segunda etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV, cuando éstos se

implementen.

Subestación Nueva Yanango 500/220 kV

Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Banco de Autotransformadores monofásicos 500/220 kV de 600 MVA.

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar - 01 Reactor de barra de 500 kV y 200 MVar

b) Celdas: - 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Yanango y 01 del

Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo) - 01 celda de Reactor de barra (2/3 diámetro) - 01 Celda de Reactor de línea - 01 Celda de línea 220 kV – enlace a Yanango

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

Ampliación de S.E. Yanango 220 kV (existente)

Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace con la subestación Nueva Yanango de configuración simple barra y demás sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño de la subestación existente.

4.2.5 Rutas de Línea

En figura Nº 05 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

392

Page 33: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 32

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.2.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 02 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

393

Page 34: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 33

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 05: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones

394

Page 35: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 34

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones

395

Page 36: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 35

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.2.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 06 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 40 meses.

4.2.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 500 kV Yanango : aprox. 10 kA Barra 220 kV Yanango : aprox. 15 kA Barra 500 kV Carapongo : aprox. 30 kA Barra 220 kV Carapongo : aprox. 40 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestación Yanango: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado) Subestación Carapongo: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 63 kA (valor requerido)

396

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 36

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 06: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones

397

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 37

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.3 LÍNEA DE TRANSMISIÓN MANTARO – NUEVA YANANGO Y SUBESTACIONES

4.3.1 Diagnóstico

El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requieren nuevas líneas a 500 kV entre la Sierra Centro y la Costa Centro (Lima), conformadas por Mantaro – Nueva Yanango, Nueva Yanango – Carapongo y Nueva Yuncán – Nueva Yanango, así como los nuevos enlaces o reforzamiento de la transmisión a 220 kV desde la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV a Carhuamayo 220 kV, y de Nueva Yanango 500/220 kV a Pachacaca 220 kV.

4.3.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro - Nueva Yanango de 160 km

(aprox.) 2) Ampliación subestación Mantaro en 500 kV. 3) Ampliación subestación Nueva Yanango 500/220 kV en 500 kV.

398

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 38

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.3.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 07 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

399

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 39

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 07: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones

400

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 40

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.3.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 500 kV Mantaro – Nueva Yanango

La línea de transmisión en 500 kV deberá contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV)

500

Máxima tensión de operación (kV)

550

Longitud de línea 160 km. Nº de circuitos 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

1400 (como mínimo)

Conductor (*) - Nº de

conductores por fase

- Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

Aislamiento (*) - Características - Longitud de

línea de fuga específica

- Tipo y material

de aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope. A ser definidos por el consultor

401

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 41

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

2 EHS y OPGW

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 1.0

(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud; es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores. Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones en las zonas bajas.

Ampliación de S.E. Mantaro en 500 kV

Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Mantaro de 500/220 kV, de configuración interruptor y medio con el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar - 01 Reactor de barra de 500 kV y 200 MVar

b) Celdas: - 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Yanango y 01 del

Reactor de Barra (1diámetro completo) - 01 Celda de Reactor de línea

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyecto “Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Socabaya – Montalvo y Subestaciones” del Plan Vinculante,

cuando éste se implemente.

402

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 42

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Ampliación de la Subestación Nueva Yanango 500/220 kV

Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Yanango 500/220 kV, de configuración interruptor y medio con el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar b) Celdas:

- 01 Celda de línea en 500 kV de Mantaro (2/3 del diámetro) - 01 Celda de Reactor de línea

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

4.3.5 Rutas de Línea

En figura Nº 08 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

4.3.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 03 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

403

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 43

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 08: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones

404

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 44

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 03: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones

405

Page 46: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 45

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.3.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 09 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 40 meses.

4.3.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 500 kV Yanango : aprox. 10 kA Barra 220 kV Yanango : aprox. 15 kA Barra 500 kV Mantaro : aprox. 15 kA Barra 220 kV Mantaro : aprox. 35 kA * Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestación Yanango: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado) Subestación Mantaro: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 40 kA (valor estandarizado) * * A fin de reducir el nivel de cortocircuito de la barra 220 kV de la SE Campo

Armiño, se ha incluido como parte de los alcances del Anteproyecto Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo, el equipamiento de un reactor serie entre el enlace de la barra 220 kV de la SE Campo Armiño y la nueva SE

406

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 46

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Mantaro 220/500 kV, así como la reubicación de la conexión de la línea en doble terna del proyecto CH Cerro del Aguila a la barra 220 kV de la nueva subestación Mantaro 220/500 kV.

407

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 47

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 09: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones

408

Page 49: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 48

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.4 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YUNCÁN – NUEVA YANANGO 500 kV Y SUBESTACIONES

4.4.1 Diagnóstico

El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requieren nuevas líneas a 500 kV entre la Sierra Centro y la Costa Centro (Lima), conformadas por Nueva Yuncán – Nueva Yanango, Mantaro – Nueva Yanango y Nueva Yanango – Carapongo, así como los nuevos enlaces o reforzamiento de la transmisión a 220 kV desde la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV a Carhuamayo 220 kV, y de Nueva Yanango 500/220 kV a Pachacaca 220 kV.

4.4.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango de

60 km (aprox.) 2) Ampliación de la subestación Nueva Yanango en 500 kV. 3) Nueva Subestación Yuncán 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace

220 kV a subestación Yuncán existente. 4) Ampliación 220 kV de Subestación Yuncán existente.

409

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 49

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.4.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 10 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

410

Page 51: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 50

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 10: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones

411

Page 52: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 51

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.4.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango y enlace

220 kV a Cajamarca

La línea de transmisión en 500 kV y el enlace en 220 kV deberán contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV)

500 220

Máxima tensión de operación (kV)

550 245

Longitud de línea 60 km. 1 km. Nº de circuitos 1 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

1400 (como mínimo) 600 (equivalente a la capacidad

del Autotransformador) Conductor (*) - Nº de

conductores por fase

- Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

A ser definidos por el consultor

Aislamiento (*) - Características - Longitud de

línea de fuga específica

- Tipo y material

de aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

412

Page 53: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 52

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope. A ser definidos por el consultor

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

2 EHS y OPGW

1 OPGW

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 1.0

Por falla de blindaje : 0.01 Total 2.0

(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud; es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores. Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones en las zonas bajas.

Ampliación de S.E. Nueva Yanango 500 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Yanango 500 kV, de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR b) Celdas:

- 01 celda de línea en 500 kV a Cajamarca (2/3 del diámetro) - 01 celda de Reactor de línea

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

413

Page 54: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 53

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyectos “Línea de Transmisión Nueva Yanango - Carapongo” y “Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango” a

implementarse.

Nueva Subestación Yuncán 500/220 kV

Comprende la construcción de una nueva subestación 500/220 kV de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Banco de Autotransformadores monofásicos 500/220 kV de 600 MVA.

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR b) Celdas:

- 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Nueva Yanango y 01 del Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo)

- 01 Celda de Reactor de línea - 01 Celda de línea 220 kV – enlace con Yuncán existente

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

Ampliación de S.E. Yuncán 220 kV (existente)

Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace a la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV de configuración doble barra y demás sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño de la subestación existente.

4.4.5 Rutas de Línea

En figura Nº 11 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

4.4.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 04 se adjunta el costo estimado de implementación del Proyecto.

414

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 54

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 11: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones

415

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 55

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 04: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones

416

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 56

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.4.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 12 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 34 meses.

4.4.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 500 kV Yuncán : aprox. a 5 kA Barra 220 kV Yuncán : aprox. a 10 kA Barra 500 kV Yanango : aprox. 10 kA Barra 220 kV Yanango : aprox. 15 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestaciones Nueva Yuncán y Nueva Yanango: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)

417

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 57

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 12: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones

418

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 58

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.5 AMPLIACIÓN DE SUBESTACIÓN MONTALVO 2 500/220 KV

4.5.1 Diagnóstico

En el Área Sur-Este comprendida por los departamentos de Puno y Cusco, se identificó que por congestión del enlaces existentes a 138 kV, para el 2022 se requiere los nuevos enlaces a 220 kV Tintaya – Azángaro y Azángaro – Puno. Con este esta expansión se completa el anillo a 220 kV Arequipa-Moquegua-Puno-Cusco-Arequipa, conectado a dos puntos muy fuertes del SEIN en el Sur la subestación Socabaya en Arequipa y Montalvo en Moquegua, ambas conectadas al sistema troncal de 500 kV del SEIN. Asimismo, se requiere un segundo autotransformador 500/220 kV en la futura subestación Montalvo 2.

4.5.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la ampliación de la subestación Montalvo 2 con los siguientes alcances:

1) Implementación de un segundo autotransformador 500/220 kV – 750

MVA .

4.5.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 13 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

419

Page 60: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 59

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 13: Diagrama Unifilar de Ampliación de subestación Montalvo 2 500/220 kV

420

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 60

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.5.4 Características Técnicas

Ampliación de S.E. Montalvo 2 500/220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Montalvo 2 500/220 kV, de configuración interruptor y medio en 500 kV y doble barra en 220 kV, y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Autotransformador 500/220 kV de 750 MVA (2do Autotransformador)

b) Celdas: - 01 celda 500 kV de Autotransformador 500/220 kV (1/3 del

diámetro) - 01 celda 220 kV de Autotransformador 500/220 kV

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en el proyecto “Línea de Transmisión 500 kV Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo” del Titular ABENGOA Transmisión Sur.

4.5.2 Presupuesto

En el cuadro Nº 05 se adjunta el costo estimado de implementación del Proyecto.

421

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 61

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 05: Resumen de Presupuesto Estimado Ampliación de Subestación Montalvo 2 220/500 kV

422

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 62

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.5.5 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 14 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 31 meses.

4.5.6 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 500 kV Montalvo : aprox. a 10 kA Barra 220 kV Montalvo : aprox. a 15 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestaciones Montalvo: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 40 kA (valor estandarizado para sistema troncal

nacional)

423

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

63 / 142

Fig. Nº 14: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación de la SE Montalvo 2 500/220 kV

424

Page 65: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 64

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.6 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINGO MARÍA – CONOCOCHA 220 kV Y SUBESTACIONES

4.6.1 Diagnóstico

En el Área Ancash-Huánuco-Ucayali comprendida por los departamentos de los mismos nombres, se identificó que por congestión se requiere incrementar la capacidad del enlace existente 220 kV Tingo María – Vizcarra – Conococha, así como la implementación de una nueva Línea 220 kV Tingo María - Conococha.

4.6.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 220 kV Tingo María – Conococha y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 220 kV Tingo María – Conococha de 224 km

(aprox.) 2) Ampliación de la subestación Tingo María en 220 kV. 3) Ampliación de la subestación Conococha en 220 kV.

4.6.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 15 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

425

Page 66: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 65

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 15: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones

426

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Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 66

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.6.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 220 kV Tingo María – Conococha

La línea de transmisión en 220 kV deberá contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV) 220 Máxima tensión de operación (kV)

245

Longitud de línea 224 km. Nº de circuitos 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

450 (como mínimo)

Conductor - Nº de conductores por

fase - Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

Aislamiento - Características - Longitud de línea de

fuga específica - Tipo y material de

aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

1 OPGW

427

Page 68: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 67

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 2.0

Ampliación de S.E. Tingo María 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Tingo María 220 kV, de configuración en anillo y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Conococha

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en el diseño de la subestación Tingo María 220 kV, y la ampliación prevista en el proyecto de generación “CH Belo Horizonte de 180

MW” del Titular Compañía Energética del Centro.

Ampliación de S.E. Conococha 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Conococha 220 kV, de configuración en doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Tingo María

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerado en el proyecto “Línea de Transmisión 220 kV Carhuamayo –

428

Page 69: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 68

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Paragsha – Conococha – Huallanca – Cajamarca Norte – Cerro Corona – Carhuaquero y Subestaciones” del Titular ABENGOA Transmisión Norte.

4.6.5 Rutas de Línea

En figura Nº 16 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

4.6.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 06 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

429

Page 70: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 69

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 16: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones Nota: La Subestación existente Conocha está ubicada dentro del la Zona de Amortiguamiento del Parque Nacional Huascarán, de acuerdo al mapa

de las áreas naturales protegidas publicado en el portal web del SERNANP.

430

Page 71: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 70

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 06: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones

431

Page 72: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 71

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.6.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 17 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 34 meses.

4.6.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 220 kV Tingo María : aprox. 5 kA Barra 220 kV Conococha : aprox. 15 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestaciones Tingo María y Conococha: Nivel 220 kV : 31,5 – 40 kA (valor estandarizado)

432

Page 73: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 72

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 17: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones

433

Page 74: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 73

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.7 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA TINTAYA – AZÁNGARO 220 kV Y SUBESTACIONES

4.7.1 Diagnóstico

Debido a congestiones en los enlaces existentes a 138 kV se requieren nuevos enlaces en 220 kV como el de Puno – Juliaca – Azángaro. Posteriormente, en el 2022 ésta se extenderá desde Azángaro hasta Tintaya. Con este esta expansión se completa el anillo a 220 kV Arequipa-Moquegua-Puno-Cusco-Arequipa, conectado a dos puntos muy fuertes del SEIN en el Sur la subestación Socabaya en Arequipa y Montalvo en Moquegua, ambas conectadas al sistema troncal de 500 kV del SEIN.

4.7.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 220 kV Nueva Tintaya – Azángaro y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 220 kV Nueva Tintaya – Azángaro de 130 km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación Nueva Tintaya en 220 kV. 3) Ampliación de la subestación Azángaro en 220 kV.

4.7.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 18 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

434

Page 75: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 74

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 18: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones

435

Page 76: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 75

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.7.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 220 kV Nueva Tintaya – Azángaro

La línea de transmisión en 220 kV deberá contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV) 220 Máxima tensión de operación (kV)

245

Longitud de línea 130 km. Nº de circuitos 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

450 (como mínimo)

Conductor - Nº de conductores por

fase - Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

Aislamiento - Características - Longitud de línea de

fuga específica - Tipo y material de

aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

1 OPGW

436

Page 77: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 76

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 2.0

Ampliación de S.E. Nueva Tintaya 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Nueva Tintaya 220 kV, de configuración de doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a SE Azángaro

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en el proyecto “LT 220 kV Socabaya - Tintaya” del titular

Transmisora Eléctrica del Sur.

Ampliación de S.E. Azángaro 220 kV

Comprende la ampliación de la futura S.E. Azángaro 220 kV, de configuración en doble barra con seccionador de transferencia y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Nueva Tintaya

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerado en el proyecto del Plan Vinculante “Línea de Transmisión 220 kV

Puno – Juliaca – Azángaro y Subestaciones” a ser implementado.

437

Page 78: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 77

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.7.5 Rutas de Línea

En figura Nº 19 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta

de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

4.7.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 07 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

438

Page 79: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 78

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 19: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones

439

Page 80: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 79

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 07: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones

440

Page 81: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 80

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.7.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 20 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 34 meses.

4.7.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 220 kV Nueva Tintaya : aprox. 10 kA Barra 220 kV Azángaro : aprox. 5 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestaciones Tingo María y Conococha: Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)

441

Page 82: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 81

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 20: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones

442

Page 83: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 82

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.8 LÍNEA DE TRANSMISIÓN LA NIÑA – PIURA 220 kV Y SUBESTACIONES

4.8.1 Diagnóstico

En el Área Norte comprendida por los departamentos de Lambayeque, Piura y Tumbes, se identificó la necesidad de incremento de confiabilidad de los enlaces de 220 kV entre la subestación La Niña 500/220 kV y la subestación de Talara 220 kV para el suministro y la generación conectadas a las barras 220 kV de Talara, Piura y La Niña. Los proyectos propuestos contemplan un tercer circuito paralelo a la líneas 220 kV Talara - Piura – La Niña, y el seccionamiento de la línea 220 kV Chiclayo - Piura para conexión a la barra 220 kV existente de la S.E. La Niña, a la que también llegaría el nuevo tercer circuito.

4.8.2 Memoria Descriptiva

Objetivo El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 220 kV La Niña – Piura y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 220 kV La Niña – Piura de 100 km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación La Niña en 220 kV. 3) Ampliación de la subestación Piura en 220 kV.

4.8.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 21 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

443

Page 84: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 83

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 21: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones

444

Page 85: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 84

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.8.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 220 kV La Niña – Piura

La línea de transmisión en 220 kV deberá contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV) 220 Máxima tensión de operación (kV)

245

Longitud de línea 100 km. Nº de circuitos 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

450 (como mínimo)

Conductor - Nº de conductores por

fase - Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

Aislamiento - Características - Longitud de línea de

fuga específica - Tipo y material de

aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

1 OPGW

445

Page 86: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 85

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 2.0

Ampliación de S.E. La Niña 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. La Niña 220 kV, de configuración de doble barra con seccionador de transferencia y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Piura

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios considerados en el diseño de la subestación La Niña (220 kV) de propiedad del Consorcio Transmantaro.

Ampliación de S.E. Piura 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Piura 220 kV, de configuración en doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a La Niña

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios considerados en el diseño de la subestación Piura Oeste de propiedad de Red de Energía del Perú.

446

Page 87: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 86

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.8.5 Rutas de Línea

En figura Nº 22 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

4.8.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 08 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

447

Page 88: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 87

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 22: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones

448

Page 89: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 88

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 08: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones

449

Page 90: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 89

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.8.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 23 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 34 meses.

4.8.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 220 kV La Niña : aprox. 10 kA Barra 220 kV Piura : aprox. 10 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestaciones La Niña y Piura: Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)

450

Page 91: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 90

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 23: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones

451

Page 92: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 91

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.9 LÍNEA DE TRANSMISIÓN PIURA – TALARA 220 kV Y SUBESTACIONES

4.9.1 Diagnóstico

En el Área Norte comprendida por los departamentos de Lambayeque, Piura y Tumbes, se identificó la necesidad de incremento de confiabilidad de los enlaces de 220 kV entre la subestación La Niña 500/220 kV y la subestación de Talara 220 kV para el suministro y la generación conectadas a las barras 220 kV de Talara, Piura y La Niña. Los proyectos propuestos contemplan un tercer circuito paralelo a la líneas 220 kV Talara - Piura – La Niña, y el seccionamiento de la línea 220 kV Chiclayo - Piura para conexión a la barra 220 kV existente de la S.E. La Niña, a la que también llegaría el nuevo tercer circuito.

4.9.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 220 kV Piura – Talara y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 220 kV Piura – Talara de 110 km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación Piura en 220 kV. 3) Ampliación de la subestación Talara en 220 kV.

452

Page 93: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 92

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.9.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 24 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

453

Page 94: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 93

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 24: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y subestaciones

454

Page 95: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 94

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.9.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 220 kV Piura – Talara

La línea de transmisión en 220 kV deberá contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV) 220 Máxima tensión de operación (kV)

245

Longitud de línea 110 km. Nº de circuitos 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

450 (como mínimo)

Conductor - Nº de conductores por

fase - Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

Aislamiento - Características - Longitud de línea de

fuga específica - Tipo y material de

aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

1

OPGW

455

Page 96: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 95

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 2.0

Ampliación de S.E. Piura 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Piura 220 kV, de configuración en doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Talara b) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,

comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios considerados en el diseño de la subestación Piura Oeste de propiedad de Red de Energía del Perú.

Ampliación de S.E. Talara 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Talara 220 kV, de configuración de doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Piura b) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,

comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios considerados en el diseño de la subestación Talara de propiedad de Red de Energía del Perú.

456

Page 97: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 96

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.9.5 Rutas de Línea

En figura Nº 25 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

4.9.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 09 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

457

Page 98: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 97

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 22: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Piura - Talara 220 kV (3era Terna) y subestaciones

458

Page 99: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 98

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 09: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y subestaciones

459

Page 100: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 99

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.9.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 26 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 34 meses.

4.9.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 220 kV Piura : aprox. 10 kA Barra 220 kV Talara : aprox. 5 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestaciones Piura y Talara: Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)

460

Page 101: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 100

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 26: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y subestaciones

461

Page 102: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 101

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.10 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN MANTARO – INDEPENDENCIA 220 kV EN HUANCAVELICA Y SUBESTACIONES

4.10.1 Diagnóstico

El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requieren nuevas líneas a 500 kV entre la Sierra Centro y la Costa Centro (Lima), conformadas por Mantaro – Nueva Yanango, Nueva Yanango – Carapongo y Nueva Yuncán – Nueva Yanango, así como los nuevos enlaces o reforzamiento de la transmisión a 220 kV desde la subestación Nueva Yuncán 500/220 kV a Carhuamayo 220 kV, y de Nueva Yanango 500/220 kV a Pachacaca 220 kV. Además se requiere seccionar la L.T. Mantaro - Independencia 220 kV en Huancavelica, uniendo los dos circuitos Mantaro – Independencia en la barra de Huancavelica.

4.10.2 Memoria Descriptiva Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación del seccionamiento de la Línea de Transmisión en 220 kV Mantaro – Independencia en la subestación Huancavelica con los siguientes alcances:

1) Derivación de la línea de transmisión en 220 kV Mantaro –

Independencia de 0.2 km (aprox.) 2) Ampliación de la subestación Huancavelica en 220 kV.

462

Page 103: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 102

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.10.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 27 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

463

Page 104: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 103

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 27: Diagrama Unifilar del Seccionamiento de la línea de transmisión Mantaro – Independencia 220 kV en Huancavelica

464

Page 105: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 104

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.10.4 Características Técnicas

Derivación de la línea de transmisión 220 kV Mantaro – Independencia

La línea de transmisión en 220 kV deberá contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV) 220 Máxima tensión de operación (kV)

245

Longitud de línea 0.2 km. Nº de circuitos 2 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

(similar a la capacidad de la línea Mantaro - Independencia)

Conductor - Nº de conductores por

fase - Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

Aislamiento - Características - Longitud de línea de

fuga específica - Tipo y material de

aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

1 OPGW

465

Page 106: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 105

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas de Origen/100 km – año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 1.0

Ampliación de S.E. Huancavelica 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Huancavelica 220 kV, de configuración en doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 02 celdas de línea en 220 kV de Mantaro e Independencia - Implementación de la configuración de doble barra

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios considerados en el diseño de la subestación Huancavelica de propiedad de Red de Energía del Perú.

4.10.5 Presupuesto

En el cuadro Nº 10 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

466

Page 107: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 106

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 10: Resumen de Presupuesto Estimado del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Mantaro – Independencia 220 kV en Huancavelica

467

Page 108: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 107

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.10.6 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 28 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 27 meses.

4.10.7 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 220 kV Huancavelica : aprox. 5 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)

468

Page 109: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 108

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 28: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Mantaro – Independencia 220 kV en Huancavelica

469

Page 110: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 109

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.11 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN CHICLAYO – PIURA 220 kV EN S.E. LA NIÑA Y SUBESTACIONES

4.11.1 Diagnóstico

En el Área Norte comprendida por los departamentos de Lambayeque, Piura y Tumbes, se identificó la necesidad de incremento de confiabilidad de los enlaces de 220 kV entre la subestación La Niña 500/220 kV y la subestación de Talara 220 kV para el suministro y la generación conectadas a las barras 220 kV de Talara, Piura y La Niña. Los proyectos propuestos contemplan un tercer circuito paralelo a la líneas 220 kV Talara - Piura – La Niña, y el seccionamiento de la línea 220 kV Chiclayo - Piura para conexión a la barra 220 kV existente de la S.E. La Niña, a la que también llegaría el nuevo tercer circuito.

4.11.2 Memoria Descriptiva Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación del seccionamiento de la Línea de Transmisión en 220 kV Chiclayo – Piura en la subestación La Niña con los siguientes alcances:

1) Derivación de la línea de transmisión en 220 kV Chiclayo – Piura de

1.0 km (aprox.) 2) Ampliación de la subestación La Niña en 220 kV.

470

Page 111: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 110

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.11.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 29 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

471

Page 112: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 111

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 29: Diagrama Unifilar del Seccionamiento de la línea de transmisión Chiclayo – Piura 220 kV en La Niña

472

Page 113: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 112

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.11.4 Características Técnicas

Derivación de la línea de transmisión 220 kV Chiclayo – Piura

La línea de transmisión en 220 kV deberá contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV) 220 Máxima tensión de operación (kV)

245

Longitud de línea 1.0 km. Nº de circuitos 2 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

(similar a la capacidad de la línea Chiclayo – Piura)

Conductor - Nº de conductores por

fase - Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

Aislamiento - Características - Longitud de línea de

fuga específica - Tipo y material de

aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

1 OPGW

473

Page 114: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 113

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 2.0

Ampliación de S.E. Huancavelica 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. La Niña 220 kV, de configuración en doble barra con seccionador de transferencia y comprenderá el siguiente equipamiento: a) Celdas:

- 02 celdas de línea en 220 kV de Chiclayo y Piura

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios considerados en el diseño de la subestación La Niña (220 kV) de propiedad del Consorcio Transmantaro.

4.11.5 Presupuesto

En el cuadro Nº 11 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

474

Page 115: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 114

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 11: Resumen de Presupuesto Estimado del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Chiclayo – Piura 220 kV en La Niña

475

Page 116: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 115

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.11.6 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 30 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 27 meses.

4.11.7 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Nivel 220 kV : aprox. 10 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Nivel 220 kV : 31,5 - 40 kA (valor estandarizado)

476

Page 117: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 116

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 30: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Chiclayo – Piura 220 kV en La Niña

477

Page 118: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 117

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.12 SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV - 2DA ETAPA

4.12.1 Diagnóstico

La implementación de la Subestación Carapongo, para el suministro troncal de energía a Lima Metropolitana está conformado por un sistema de transmisión troncal a 220 kV y 500 kV que podrá brindar suficiente capacidad y confiabilidad el suministro eléctrico a los sistemas de transmisión de las concesionarias de transmisión hacia el largo plazo. En ese sentido se plantea su desarrollo en etapas siendo la primera la implementación de solo la barra 220 kV al que se conectarían las líneas 220 kV existentes, y una segunda etapa que considera la implementación de transformación 500/220 kV.

4.12.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la ampliación de la futura subestación Carapongo con los siguientes alcances:

1) Derivación de la LT en 500 kV Chilca – Carabayllo 2 km. 2) Implementación de un segundo autotransformador 500/220 kV – 750

MVA . 2) Ampliación de la subestación Carapongo 500/220 kV en 500 kV

4.12.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 31 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

478

Page 119: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 118

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 31: Diagrama Unifilar de Ampliación de subestación Carapongo 500/220 kV – 2da Etapa

479

Page 120: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 119

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.12.4 Características Técnicas

Derivación de la Línea de Transmisión 500 kV Chilca – Carabayllo

La línea derivación de la línea transmisión en 500 kV deberá contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV)

500

Máxima tensión de operación (kV)

550

Longitud de línea 2 km. Nº de circuitos 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

1400 (como mínimo)

Conductor (*) - Nº de

conductores por fase

- Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

Aislamiento (*) - Características - Longitud de

línea de fuga específica

- Tipo y material

de aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope. A ser definidos por el consultor

480

Page 121: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 120

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

2 EHS y OPGW

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0.01 Total 1.0

Ampliación de S.E. Carapongo 500/220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Carapongo 500/220 kV, de configuración doble barra en 220 kV, y comprenderá el siguiente equipamiento: d) Equipos de compensación y transformación

- 01 Autotransformador 500/220 kV de 600 MVA (1er Autotransformador)

e) Celdas: - 02 celdas de línea en 500 kV provenientes de Chilca y Carabayllo

(1 diámetro completo – configuración interruptor y medio) - 01 celda 500 kV de Autotransformador 500/220 kV (2/3 del

diámetro – configuración interruptor y medio) - 01 celda 220 kV de Autotransformador 500/220 kV

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en el anteproyecto del Plan Vinculante “Primera Etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas” a implementarse.

4.12.5 Presupuesto

En el cuadro Nº 12 se adjunta el costo estimado de implementación del Proyecto.

481

Page 122: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 121

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Cuadro Nº 12: Resumen de Presupuesto Estimado Ampliación de Subestación Carapongo 220/500 kV – 2da Etapa

482

Page 123: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 122

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

4.12.6 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 32 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 31 meses.

4.12.7 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 500 kV Carapongo : aprox. a 15 kA Barra 220 kV Carapongo : aprox. a 40 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Subestaciones Montalvo: Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 63 kA (valor requerido)

483

Page 124: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 123

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

Fig. Nº 32: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación de la SE Carapongo 500/220 kV – 2da Etapa

484

Page 125: CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

VOLUMEN III : ANTEPROYECTOS CAPÍTULO 1 : INFORME RESUMEN DE ANTEPROYECTOS

Propuesta

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 124

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COES

4.13 REPOTENCIACIÓN A 75 MVA (50%) DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

AGUAYTÍA – PUCALLPA EN 138 kV

4.13.1 Diagnóstico

En el Área Ancash-Huánuco-Ucayali comprendida por los departamentos de los mismos nombres, se identificó que por congestión se requiere incrementar la capacidad del enlace existente 220 kV Tingo María – Vizcarra – Conococha de su actual valor de 190 a 250 MVA. Asimismo, se requiere repotenciar el enlace 138 kV Aguaytía – Pucallpa de 50 a 75 MVA.

4.13.2 Memoria Descriptiva Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Descripción del Reforzamiento

El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 50% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).

Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:

1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad.

2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.

3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.

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4) Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).

5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).

6) Instalación de estructuras intermedias.

Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.

Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia, seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.

Las acciones y obras necesarias para la repotenciación deberán ser definidas de

manera tal que, durante los trabajos de repotenciación no se produzcan restricciones de suministro. Es decir, se podrán recurrir a trabajos de remoción de terreno y en el caso que se requiera efectuar el reemplazo de algunos componentes de la línea, éstas actividades deberían realizarse en los periodos de mantenimiento.

4.13.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 33 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

486

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Fig. Nº 33: Diagrama Unifilar de la línea a reforzar

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COES

4.13.4 Características Técnicas A continuación se indican las principales características técnicas de la línea de

transmisión a repotenciar: Empresa Propietaria : ELECTRO UCAYALI Nivel de Tensión : 138 kV Código de la línea : L-1125 Año de puesta en servicio : 2002 Longitud de la Línea : 131 km Número de ternas : una (01) Disposición de conductores : triangular. Conductor de fase : AAAC de 300 mm² de sección. Estructuras soporte : torres de celosía de acero galvanizado Cable de guarda : EHS de 50 mm² Capacidad actual : 50 MVA. Porcentaje a repotenciar : 50% Capacidad futura : 75 MVA. 4.13.5 Ruta de Línea

La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo de línea.

4.13.6 Presupuesto Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas se ha tomado

como referencia el Estudio “Repotenciación de las Líneas de Transmisión en 220

kV de ISA-REP” (con nivel de Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL

por encargo del Ministerio de Energía y Minas a ISA-REP. Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el cuadro

Nº 13. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud de la línea, y se presume que tampoco del nivel de tensión, el costo dependerá principalmente de los criterios asumidos durante el diseño y construcción de la línea; por lo tanto, el costo de la repotenciación deberá ser obtenido posteriormente a través de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de transmisión.

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De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se obtuvo un costo promedio de repotenciación para un incremento de capacidad en 50% de USD $ 795 000

En el cuadro Nº 14 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento de la

línea de transmisión 138 kV Aguaytía – Pucallpa consignado en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT.

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COES

Cuadro Nº 13: Presupuesto según Estudio “Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”

Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP

Cuadro Nº 13: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea

Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular

para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.

1 Mantaro - Pomacocha L -2201 192,812 Mantaro - Pomacocha L -2202 192,813 Pomacocha - San Juan L-2205 113,624 Pomacocha - San Juan L-2206 113,625 Mantaro - Huancavelica L-2203 66,476 Mantaro - Huancavelica L-2204 66,477 Huancavelica - Independencia L-2203 181,328 Huancavelica - Independencia L-2231 181,329 Mantaro - Pachachaca L-2218 195,1410 Mantaro - Pachachaca L-2219 195,1411 Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,7212 Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,7213 Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,4614 Mantaro - Huayucachi L-2220 76,7515 Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09

730.974 742.082 754.233

ITEM LINEAPresupuesto (US$)

Longitud (km)Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)

180 MVA 190 MVA 200 MVA

603.994 615.724299.049 307.480 316.492594.957

478.778 494.331 510.779293.469 298.242289.847

221.890 222.553 223.220333.234 342.750 352.268

419.949 423.8431.048.564 1.052.625 1.067.908416.057

323.068 324.916 333.693161.775 190.645145.755

515.534 521.637 529.839167.833 169.561 171.288

903.036 949.7963.879.538 4.063.353 4.206.475

TOTAL ( US$ )

Porcentual ( % )

10.309.854 10.623.511 10.944.445

100% 103% 106%

864.776

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COES

Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas. Siendo por tanto este presupuesto referencial.

4.13.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 34 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.

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COES

Fig. Nº 34: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial Repotenciación a 75 MVA (50%) de la línea de transmisión Aguaytía – Pucallpa en 138 kV

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Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

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4.14 LÍNEA DE TRANSMISIÓN YUNCÁN – PARAMONGA – TRUJILLO 500 kV Y SUBESTACIONES

4.14.1 Diagnóstico

Para la interconexión del Área Norte y Centro, se identificó la necesidad de incremento de confiabilidad del enlace en 500 kV, con un segundo corredor redundante, cuya configuración se plantea bajo la estructura planteada en la Visión de Largo Plazo de la Evolución del Sistema de Transmisión a 500 kV. Los proyectos propuestos contemplan una nueva línea entre Nueva Yuncán 500 kV, Nueva Paramonga 500 kV y Trujillo 500 kV. La subestación Nueva Paramonga 500 kV secciona a la línea Carabayllo – Chimbote – Trujillo 500 kV. Por lo que se tendría un segundo circuito en 500 kV entre Paramonga y Trujillo. Con esta nueva línea se formarán enlaces en anillo los cuales darán mayor confiabilidad a la red en 500 kV. En ese sentido, el enlace redundante Centro – Norte estará conformado por la L.T. Nueva Yuncán – Nueva Paramonga – Trujillo en 500 kV.

4.14.2 Memoria Descriptiva

Objetivo

El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año horizonte 2022) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de confiabilidad N-1.

Alcances

El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo, discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en 500 kV Yuncán – Paramonga – Trujillo y subestaciones con los siguientes alcances:

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COES

1) Línea de Transmisión en 500 kV Yuncán – Paramonga – Trujillo de 633 km (aprox.)

2) Seccionamiento de Línea LT 500 kV Carabayllo – Chimbote y conexión en Paramonga 500 kV

2) Ampliación de la subestación Yuncán en 500 kV 3) Ampliación de la subestación Trujillo en 500 kV. 4) Nueva Subestación Paramonga 500/220 kV de 600 MVA, incluye

enlace 220 kV a subestación Paramonga Nueva existente. 5) Ampliación 220 kV de Subestación Paramonga Nueva existente.

4.14.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 35 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.

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Propuesta

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COES

Fig. Nº 35: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Yuncán – Paramonga – Trujillo 500 kV y subestaciones

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Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

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COES

4.14.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 500 kV Yuncán – Paramonga – Trujillo,

seccionamiento de línea 500 kV Carabayllo – Chimbote (en Paramonga)

y enlace 220 kV a Paramonga Nueva

La línea de transmisión en 500 kV y el enlace en 220 kV deberán contar con las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal (kV)

500 220

Máxima tensión de operación (kV)

550 245

Longitud de línea

LT Yuncán-Paramonga LT-Paramonga-Trujillo Seccionamiento LT

Carabayllo – Chimbote (conexión en Paramonga 500 kV)

280 km. 353 km 5 km

Nº de circuitos 1 1 Capacidad de Transmisión de diseño (MVA)

1400 (como mínimo) 600 (equivalente a la capacidad

del Autotransformador) Conductor - Nº de

conductores por fase

- Tipo y calibre

A ser definidos por el consultor

A ser definidos por el consultor

496

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Propuesta

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COES

Aislamiento - Características - Longitud de

línea de fuga específica

- Tipo y material

de aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación 20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor

Estructuras - Material - Tipos

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope. A ser definidos por el consultor

Reticuladas de acero galvanizado A ser definidos por el consultor

Cable de Guarda - Nº de cables - Tipos

2

EHS y OPGW

1

OPGW Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo. Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores) Tasa de fallas por descarga atmosférica en Nº de Fallas /100 km / año

Por falla de blindaje : 0,01 Total 1

Por falla de blindaje : 0,01 Total 2

Ampliación de S.E. Trujillo 500 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Trujillo 500 kV, de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: e) Equipos de compensación y transformación

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR

497

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Propuesta

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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Junio-2012

COES

f) Celdas: - 01 celda de línea en 500 kV a Paramonga (2/3 del diámetro) - 01 celda de Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR

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

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño considerados en los proyectos “Línea 500 kV Carabayllo – Chimbote – Trujillo” y “Línea 500 kV Trujillo – Chiclayo” del Titular Consorcio

Transmantaro.

Ampliación de S.E. Yuncán 500 kV

Comprende la ampliación de la futura S.E. Yuncán 500 kV, de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: h) Equipos de compensación y transformación

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR i) Celdas:

- 01 celda de línea en 500 kV a Paramonga (2/3 del diámetro) - 01 celda de Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR

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

Subestación Paramonga 500/220 kV

Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento: g) Equipos de compensación y transformación

- 01 Banco de Autotransformadores monofásicos 500/220 kV de 450 MVA.

- 04 Reactores de línea de 500 kV y 75 MVAR (Trujillo, Yuncán, Carabayllo, Chimbote)

498

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COES

b) Celdas: - 05 Celdas, 02 de llegada de la línea 500 kV (de Yuncán y Trujillo),

02 del seccionamiento de la línea Carabayllo – Chimbote y 01 del Autotransformador 500/220 kV (2/3 diámetro)

- 04 Celda de Reactor de línea (Trujillo, Yuncán, Carabayllo y Chimbote)

- 01 Celda de línea 220 kV – enlace con Cajamarca Norte k) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,

comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles.

Ampliación de S.E. Paramonga Nueva 220 kV (existente)

Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace a la subestación Cajamarca 500/220 kV de configuración doble barra y demás sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño de la subestación existente.

4.14.5 Rutas de Línea

En figura Nº 36 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.

4.14.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 14 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.

499

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Propuesta

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COES

Fig. Nº 36: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Yuncán – Paramonga – Trujillo 500 kV y subestaciones

500

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Transmisión 2013 - 2022” 01/06/2012

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Propuesta

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COES

Cuadro Nº 14: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Yuncán – Paramonga – Trujillo 500 kV y subestaciones

501

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Propuesta

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COES

4.14.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) se

definirán en el desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 37 se propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 40 meses.

4.14.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 500 y 220 kV Paramonga Nueva : alrededor de 10 kA Barra 500 kV Trujillo : alrededor de 10 kA Barra 500 kV Yuncán : alrededor de 10 kA Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado) Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)

502

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Propuesta

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COES

Fig. Nº 37: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Yuncán – Paramonga - Trujillo 500 kV y subestaciones

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