v2 - memoria descriptiva

Informe Nº 4: Edición Final del Estudio Definitivo Cajamarca-Perú

“Subestación de Potencia Cutervo 138/22,9/13,2 kV e Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional-SEIN de los Sistemas Eléctricos Aislados Cutervo

y Querocoto-Huambos”

Volumen II: Memoria Descriptiva

Índice

1. INTRODUCCIÓN1.1 OBJETIVO1.2 ANTECEDENTES1.3 ALCANCES

1.3.1 Alcances de la Obra1.3.2 Alcances del Estudio

1.4 CARACTERÍSTICAS GEOGRÁFICAS1.4.1 Ubicación Geográfica1.4.2 Medios de Transporte1.4.3 Servicios y Facilidades de Alojamiento1.4.4 Campamentos y Almacenes

1.5 INVERSIONES1.6 PLAZO DE EJECUCIÓN DE OBRA

2. RESUMEN DE MERCADO ELÉCTRICO2.1 GENERALIDADES2.2 BALANCE OFERTA-DEMANDA

3. DESCRIPCIÓN DE LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN (PAFE III – CAJAMARCA)3.1 OBJETIVO3.2 ANTECEDENTES DEL PROYECTO DE LÍNEAS Y REDES PRIMARIAS3.3 ALCANCES DE LAS LÍNEAS PRIMARIAS3.4 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN Y TRAZO DE LAS RUTAS DE LÍNEAS PRIMARIAS3.5 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPAMIENTO DE LAS LÍNEAS

3.5.1 Postes y Crucetas3.5.2 Conductor3.5.3 Aisladores3.5.4 Retenidas y Anclajes3.5.5 Puesta a Tierra3.5.6 Material de Ferretería

3.6 CRITERIOS DE DISEÑO3.6.1 Normas de Diseño3.6.2 Criterios de Diseño Eléctrico3.6.3 Criterios de Diseño Mecánico3.6.4 Distancias Mínimas de Seguridad para Líneas Primarias

3.7 SERVIDUMBRE, VALOR REFERENCIAL, Y CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DE OBRA DE LAS LÍNEAS PRIMARIAS DE INTERCONEXIÓN EN 22,9 kV DEL PAFE III - CAJAMARCA

4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO DE SUBESTACIONES4.1 DESCRIPCIÓN DE INSTALACIONES EXISTENTES

4.1.1 L.T. 138kV Carhuaquero - Jaén4.1.2 Subestaciones de Potencia

4.2 NORMATIVA EMPLEADA4.3 CRITERIOS DE DISEÑO

4.3.1 Cálculo de Cortocircuito4.3.2 Nivel de Aislamiento y Distancias Mínimas

4.4 DESCRIPCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN DE LA SUBESTACIÓN CUTERVO4.4.1 Descripción del Equipamiento4.4.2 Sistema de Mando y Protección4.4.3 Servicios Auxiliares

4.5 OBRAS CIVILES5. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL Y COMUNICACIONES

P R I C O N S A ENSA


5.1 SISTEMA DE CONTROL5.2 SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES

6. PLAZO Y CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DE OBRA DE LA SUBESTACIÓN7. ANEXOS

Contenido de Cuadros

Cuadro Nº1: EstaciónCuadro Nº2: Resumen de Inversiones en US $Cuadro Nº3: Resumen del Balance de Oferta y Demanda del SER Cutervo y Querocoto-HuambosCuadro Nº4: Kilómetros de Línea Primarias por ProyectoCuadro Nº5: Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores- Zona I (entre 0 y 2 000 msnm)Cuadro Nº6: Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores- Zona 2 (entre 2 000 y 3 000 msnm)Cuadro Nº7: Corrientes de Cortocircuito Trifásico –Año FinalCuadro Nº8: Nivel de Aislamiento y Distancias Mínimas



MEMORIA DESCRIPTIVA

“Subestación de Potencia Cutervo 138/22,9/13,2 kV e Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional-SEIN de los Sistemas Eléctricos Aislados Cutervo

y Querocoto-Huambos”

1.1. INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

1.1 OBJETIVOEl presente proyecto “Subestación de Potencia Cutervo 138/22,9/13,2 kV e Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional-SEIN de los Sistemas Eléctricos Aislados Cutervo y Querocoto-Huambos”, permitirá resolver el déficit de oferta de energía y potencia de los sistemas eléctricos aislados de Cutervo y Querocoto-Huambos, dejando resuelto el suministro eléctrico de las nuevas localidades a electrificar del Programa de Ampliación de la Frontera Eléctrica - PAFE III, previsto para el 2010, el mismo tiene como punto de suministro la SE Cutervo 138/22,9/13,2 kV.

1.2 ANTECEDENTESLos antecedentes del proyecto son los siguientes: Los sistemas eléctricos - SER Cutervo y Querocoto-Huambos, así como Santa Cruz-Chota-

Bambamarca, presentan déficit de oferta de potencia, teniendo que recurrir a la operación de las centrales térmicas de Cutervo y Chota, con mayores costos de operación y mantenimiento.

La Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (DGER/MEM) ha desarrollado los estudios de electrificación rural de los SER Cutervo II, III y IV Etapa y Querocoto–Huambos II Etapa, dentro del “Programa de Ampliación de la Frontera Eléctrica III Etapa” (PAFE III), con unas 312 localidades, a construirse el 2009, debiendo entrar en servicio el 2010, con una demanda el 2011 de 7,7 MW y 11,9 MW el 2029, incluyendo el circuito de Chota.

Debido al déficit de oferta antes mencionado, Electronorte-ENSA ha previsto la implementación de una subestación Cutervo 138/22,9/13,2kV en el centro de carga del sistema eléctrico, integrando los sistemas eléctricos de Cutervo, Querocoto-Huambos y Chota.

La empresa consultora PRICONSA ha obtenido la buena pro para desarrollar los estudios definitivos de la SE Cutervo, teniendo como fecha de inicio contractual el 06.08.2008.

Los proyectos SER Cutervo II, III, IV Etapa y SER Querocoto-Huambos II Etapa del PAFE III han sido elaborados por PRICONSA para la DGER/MEM, y contemplan las inversiones de líneas primarias para su interconexión a la SE Cutervo 138/22,9/13,2kV.

La DGER/MEM viene ejecutando la línea en 138 kV Carhuaquero–Jaén, habiéndose previsto ubicar la subestación en la cercanía del vértice V-14, estructura T-144, a 1,5 km de la localidad de Cutervo, y en el centro de carga del sistema eléctrico rural.

La ubicación de la subestación ha sido coordinada con el Ing. Carlos Salazar, Jefe de la Unidad de Cutervo, designado por Electronorte, el Ing. Alfredo Rivas, Jefe de Proyectos de Mayores y responsable de la línea en 138 kV Carhuaquero-Jaén, de la DGER/MEM, con el alcalde y las autoridades comunales de Cutervo, quienes fueron los encargados para la compra del terreno.

1.3 ALCANCES1.3.1 Alcances de la Obra

El proyecto comprende la implementación de las siguientes instalaciones: Subestación Cutervo 138/22,9/13,2 kV: Será una subestación nueva y se ubicará a 1,5 km de

la localidad de Cutervo, en la margen derecha de la carretera afirmada Cutervo-Tacabamba; estará equipada con dos celdas de línea del tipo convencional en 138 kV instaladas al exterior; configuración simple barra en 138kV; en el nivel en 22,9 kV será en configuración simple barra, 06 circuitos de salida con celdas del tipo convencional, un transformador de potencia 138/22,9/13,2kV – 8-10/8-10/2,5-3MVA Onan-Onaf, el devanado en 13,2kV será de compensación con 1 salida para alimentar a la localidad de Cutervo.

Sistema de Control y Comunicaciones: El sistema de comunicaciones entre las SS.EE Cutervo y Jaén será vía onda portadora, el control de la subestación será desde el Centro de Control de Chiclayo en donde se cuenta una estación maestra con sistema SCADA. Así mismo se enviará al COES la información que se requiera de las nuevas instalaciones.



1.3.2 Alcances del EstudioEl Expediente Técnico esta conformado por los siguientes volúmenes, capítulos y partes: VOLUMEN Nº 1 ESTUDIO DE MERCADO Y PLANEAMIENTO ELÉCTRICO VOLUMEN Nº 2 MEMORIA DESCRIPTIVA VOLUMEN Nº 3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

Parte I: Especificaciones Técnicas de Suministro Parte II: Especificaciones Técnicas de Montaje Parte III: Especificaciones de Obras Civiles Parte IV: Especificaciones Técnicas del Sistema de Control y Comunicaciones

VOLUMEN Nº 4 METRADO Y VALOR REFERENCIAL Parte I : PRESUPUESTO

- Sección I: Resumen General- Sección II: Suministro de Equipos y Materiales- Sección III: Montaje Electromecánico- Sección IV: Obras Civiles- Sección V: Sistema de Control y Comunicaciones

Parte II : METRADO- Sección I: Resumen General- Sección II: Suministro de Equipos y Materiales- Sección III: Montaje Electromecánico- Sección IV: Obras Civiles- Sección V: Sistema de Control y Comunicaciones

Parte III : ANÁLISIS DE PRECIOS UNITARIOS Parte IV : COTIZACIONES

VOLUMEN Nº 5 LÁMINAS Y PLANOS Parte I: Planos Generales Parte II: Obras Electromecánicas Parte III: Obras Civiles Parte IV: Sistema de Control y Comunicaciones

VOLUMEN Nº 6 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS VOLUMEN Nº 7 ESTUDIO DE PREOPERATIVIDAD VOLUMEN Nº 8 ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL VOLUMEN Nº 9 IMPOSICIÓN DE SERVIDUMBRE VOLUMEN Nº 10 CIRA VOLUMEN Nº 11 LÍNEAS PRIMARIAS DE INTERCONEXIÓN

1.4 CARACTERÍSTICAS GEOGRÁFICAS 1.4.1 Ubicación Geográfica

El proyecto está ubicado en el distrito de Cutervo, provincia de Cutervo, departamento de Cajamarca, y cuenta con las siguientes características ambientales: Altura msnm : 2 710 Temperatura mínima /media / máxima: 8,5ºC / 13,7ºC / 19,5ºC Contaminación : Fuerte (Según IEC) Nivel isoceráunico : 40 días de tormentas al año Velocidad máxima del viento : 45 km/h (94 km/h Según CNE-Suministro)La información registrada por el SENAMHI corresponde a la estación:

Cuadro Nº1: Estación

Nº Estación Dpto Provincia Distrito Longitud Latitud Altura(msnm)

1 Cutervo/000352/DRE-02 Cajamarca Cutervo Cutervo 78º 48' "W" 06ª 22' "S" 2753* Datos del SENAMHILa ubicación geográfica del proyecto y caminos de acceso, el diagrama unifilar general y la ruta de líneas de interconexión con la subestación se presentan en las láminas GEN-01, GEN-02 y GEN-03 respectivamente.

1.4.2 Medios de Transporte Los medios de comunicación a la zona del proyecto son los siguientes: Medio Terrestre: Se tiene la carretera Panamericana Lima – Trujillo – Pacasmayo, la carretera

asfaltada Pacasmayo–Cajamarca, y la carretera afirmada Cajamarca-Chota–Cutervo. Medio Aéreo: Se cuenta con el aeropuerto de Cajamarca con vuelos Lima - Cajamarca. Los caminos de acceso al área del proyecto se presentan en el plano GEN-01 – Volumen IV.



1.4.3 Servicios y Facilidades de AlojamientoPara realizar los trabajos de montaje de obra se cuenta con los servicios existentes en Cutervo distante a 1,5 km del área de la subestación.

1.4.4 Campamentos y AlmacenesLos campamentos y almacenes previstos para la obra se deberán instalar en la localidad de Cutervo y en la localidad aledaña a la subestación.

1.5 INVERSIONESLas inversiones previstas para el proyecto se resumen en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº2: Resumen de Inversiones en US $

ITEMSE Cutervo

138/22,9/13,2kVSistema de Control y Telecomunicaciones

A Suministro de Equipos y Materiales 2,110,629.76 284,760.00

B Montaje Electromecánico 199,728.60 37,000.00

C Obras Civiles 296,638.08

D Costo Directo (US$) 2,606,996.44 321,760.00

E Gastos Generales 10% 260,699.64 32,176.00

F Utilidades 5% 130,349.82 16,088.00

G Costo Indirecto (US$) 391,049.47 48,264.00

H Total sin I.G.V 2,998,045.90 370,024.00

I I.G.V. 19% 569,628.72 70,304.56

COSTO TOTAL (US $) 3,567,674.62 440,328.564,008,003.18

DESCRIPCION

El detalle de este análisis se presenta en el Volumen IV

1.6 PLAZO DE EJECUCIÓN DE OBRAEl plazo para la obra es ….. días calendario (…meses).

2.2. RESUMEN DE MERCADO ELÉCTRICORESUMEN DE MERCADO ELÉCTRICO

2.1 GENERALIDADESEl estudio de mercado eléctrico fue desarrollado en el Informe Nº 1, y tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades pertenecientes al SER Cutervo, para un horizonte de 20 años.

2.2 BALANCE OFERTA-DEMANDA Se efectúa el Balance Oferta / Demanda con la demanda actual y proyectada en tres escenarios (pesimista, base y optimista) de los Sistemas Eléctricos que van a actuar interconectados. Se analiza por separado la oferta-demanda de los SER Cutervo y Querocoto-Huambos; y parte del SER Santa Cruz-Chota-Bambamarca (distritos de Chota y Choropampa).Estos sistemas son: SER Cutervo I-E (existente), II, III y IV-E (estudio del PAFE III), SER Querocoto-Huambos I-E (existente), y II-E (estudio del PAFE III), SER Santa Cruz-Chota-Bambamarca I-E (existente), II y III-E (en construcción), y IV-E Fases I,

II y III (Estudio definitivo en elaboración, y compromiso de inversión de la DGER/MEM), Como oferta existente y proyectada se tendrían las siguientes: SE Cutervo 138/22,9/13,2 kV, 8-10/8-10/2,5-3 MVA (Onan-Onaf) (materia del presente estudio)

para alimentar a los SER Cutervo y Querocoto-Huambos. CH Guineamayo, Paltic, Santo Tomás y La Capilla, que operarán interconectadas con la SE

Cutervo, además se prevé la desconexión de la línea 22,9 kV Carhuaquero-Chiriconga.

Cuadro Nº3: Resumen del Balance de Oferta y Demanda del SER Cutervo y Querocoto-Huambos

Descripción 2 010 2 014 2 019 2 024 2 029Oferta SE Cutervo 138/22,9/13,2 kV; Condic. Normales 9 500 9 500 9 500 9 500 10 070

SE Cutervo 138/22,9/13,2 kV. Contingencia 9 500 9 500 9 500 10 450 11 305C.H. Guineamayo - 800 / 1300 kW 600 1 300 1 300 1 300 1 300C.H. Paltic - 720 kW 360 720 720 720 720



Descripción 2 010 2 014 2 019 2 024 2 029

MCH Santo Tomás - 200 kW 100 100 100 100 100MCH Santo Domingo de la Capilla - 200kW 100 100 100 100 100Total Oferta - kW (En condiciones normales) 10 660 11 720 11 720 11 720 12 290

Total Oferta-kW (Conting: Sin CH Guineamayo) 10 060 10 420 10 420 11 370 12 225

Demanda

C1: Localidad de Cutervo (en 13,2 kV) 758 804 866 933 1 005C2: Circuito Querocoto-Querocotillo 944 1 142 1 243 1 326 1 412C3: Circuito Santo Domingo-Callayuc 848 1 184 1 320 1 438 1 550C4: Circuito Sócota-S. Andrés de Cutervo 1 412 1 880 2 105 2 295 2 480C5: Circuito Huambos-Cochabamba 673 842 927 1 001 1 071C6: Circuito Tacabamba 1 393 1 682 1 868 2 034 2 190C7: Circuito Chota (3) 2 114 2 284 2 474 2 666 2 869

Demanda Total kW (2)

Caso Pesimista (-5%). TC: 2,20 7 735 9 283 10 158 10 934 11 694Caso Base - TC: 2,32 7 735 9 325 10 262 11 108 11 948

Caso Optimista (+5%). TC: 2,43 7 735 9 368 10 367 11 286 12 208

Balance

En condiciones Normales

Caso Pesimista 2 925 2 437 1 562 786 596Caso Base 2 925 2 395 1 458 612 342

Caso Optimista 2 925 2 352 1 353 434 82

Contingencia: Sin CH

Guineamayo

Caso Pesimista 2 325 1 137 262 436 531Caso Base (1) 2 325 1 095 158 262 277

Caso Optimista (1) 2 325 1 052 53 84 17Notas:(1) Se analiza en contingencia / caso base, la salida de servicio de la CH Guineamayo (CH más grande), requiriéndose que el

transformador 138/22,9/13,2 kV 8-10/8-10/2,5-3 MVA se sobrecargue un 16% el año 2029 (año 20), permitiendo el transformador hasta un 20%. En contingencia / caso optimista, se requiere que el transformador se sobrecargue un 19% el año 2029 (año 20); en caso contrario se podría seleccionar un transformador de 10-12,5/10-12,5/3-4 MVA.

(2) Se considera un factor de simultaneidad de todos los circuitos de 0,95.(3) La localidad de Chota se integra a la SE Cutervo, mediante una línea en 22,9 kV-28 km SE Cutervo-Chota, lo que permitirá

solucionar la regulación de tensión y la confiabilidad del servicio eléctrico de Chota. La CH Chiriconga se integra al SER Santa Cruz-Chota-Bambamarca, a través del circuito en 22,9 kV SE Cerro Corona-Yauyucán. Los distritos de Santa Cruz, Chancay Baños y Lajas quedan conectados a la CH Chiriconga, y a su vez a la SE Cerro Corona.

(4) En el análisis no se considera la línea Carhuaquero - Chiriconga en 22,9 kV (la cual podría quedar de reserva), ya que el suministro eléctrico para el SER Santa Cruz-Chota-Bambamarca se efectuará desde la SE Cerro Corona 229/60/22,9 kV - 15/15/10 MVA, y Chota se integra a la SE Cutervo 138/22,9/13,2 kV - 8-10/8-10/2,5-3 MVA, lográndose así una mejor regulación de tensión, menores pérdidas de energía, y una menor tarifa, ya que la energía se comprará en 220 y 138 kV, en lugar de 22,9 kV.

(5) Se plantea que ENSA afiance las CH Guineamayo de 800 a 1,300 kW, y Paltic de 350 a 720 kW para el año 2014.

3.3. DESCRIPCIÓN DE LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN (PAFE III – CAJAMARCA)DESCRIPCIÓN DE LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN (PAFE III – CAJAMARCA)

3.1 OBJETIVO El presente ítem tiene por objetivo definir los alcances y características del diseño de las líneas de interconexión para Sistemas Eléctricos Rurales – SER Cutervo II, III y IV Etapa, y Querocoto-Huambos II Etapa, conformado por las líneas y redes primarias, y redes secundarias de 312 localidades, correspondientes al PAFE III, Grupo I, Sectores 1, 2, 3 y 4 – Cajamarca, desarrollados por la DGER/MEM, a ser ejecutados por el Gobierno Regional de Cajamarca, y que serán alimentados por la SE Cutervo 138/22,9/13,2 kV de Electronorte.

3.2 ANTECEDENTES DEL PROYECTO DE LÍNEAS Y REDES PRIMARIAS La Dirección General de Electrificación Rural–DGER/MEM encargó a la consultora PRICONSA

el Estudio de Factibilidad de los SER Cutervo y Querocoto-Huambos, que incluye el Expediente Técnico a Nivel de Ejecución de Obra de líneas y redes primarias, y redes secundarias.

Las líneas y redes primarias y redes secundarias a implementarse permitirán el desarrollo socio-económico de 312 localidades del proyecto, beneficiando a 71 331 habitantes y 15 708 abonados totales.

El financiamiento del proyecto proviene del Convenio de Préstamo del Banco de Japón para Cooperación Internacional (Japan Bank for International Cooperation-JBIC), para la ejecución de proyectos de electrificación rural, del Programa de Ampliación de Frontera Eléctrica III Etapa –PAFE III a cargo de la DGER, y de los recursos ordinarios del Gobierno Regional de Cajamarca, estando previsto que las obras sean licitadas por ésta, para su ejecución en el 2009.

El proyecto incluye la Declaración de Impacto Ambiental–DIA, el mismo que ha sido presentado a la DGAAE/MEM, y el CIRA de las líneas, el mismo que está en gestión ante el INC-Lima.



3.3 ALCANCES DE LAS LÍNEAS PRIMARIASLos alcances de las líneas primarias por km y por proyecto son las siguientes:

Cuadro Nº4: Kilómetros de Línea Primarias por Proyecto

Líneas Primarias

Proyecto Cut. IIE Cut. IIIE Cut. IVE Que IIE Total km

Nuevas

LP 22,9 kV ; 3 16,59 39,52 112,35 17,13 185,59

LP 22,9 kV ; 2 1,16 1,16

LP 13,2 kV ; 1-MRT: 13,91 103,20 139,46 72,87 329,44

Total km 30,50 142,72 252,97 90,00 516,19

AdecuacionesLP 22,9 kV ; 3 2,76 15,72 6,33 24,81

Total km 2,76 15,72 6,33 24,81

Las líneas de interconexión de los sistemas eléctricos aislados están dentro de los alcances de cada proyecto indicado en el cuadro superior.

3.4 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN Y TRAZO DE LAS RUTAS DE LÍNEAS PRIMARIASLos criterios de trazo de ruta de líneas primarias se realizaron de acuerdo a lo siguiente: Se definió los criterios para el trazo de las rutas de línea Se elaboró un trazo tentativo preliminar en el programa Google Earth. Se validó y modificó en la zona del proyecto durante las etapas de trabajos de campo de

acuerdo a los siguientes criterios planteados. Evitar el paso por zonas con vestigios arqueológicos: Evitar el paso por zonas protegidas por el estado: (Decreto Supremo N° 010-90-AG). Evitar el paso por terrenos inundables, suelos hidromórficos, geológicamente inestables

o terrenos con pendientes pronunciadas en los que sean frecuentes las caídas de rocas y deslizamiento de terreno (huaycos).

Minimizar la afectación de terrenos de propiedad privada; los cuales se determinaron con la autoridad de cada localidad.

Desarrollo del trazo de la ruta cercana a las carreteras, aprovechando accesos existentes como trochas comunales; y respetando los derechos de vía en las carreteras.

Poligonal lo más recta posible, tratando de minimizar los fuertes ángulos de desvío Se deberán identificar en las cercanías de la ruta zonas donde se colocarán material

excedente, de tal forma de no afectar el medio ambiente y visual. Durante el desarrollo de la definición de los puntos notables de las rutas de líneas se

procedió a tomar sus coordenadas UTM (georeferenciación), utilizando el GPS navegador de alta precisión, con un tiempo de medición no menor a 10 minutos.

El trazo de ruta de líneas primarias se muestra en el plano GEN 04, en el Volumen de Planos Generales.La Ruta de las Líneas Primarias en coordenadas UTM se presenta en el Anexo N° 2.

3.5 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPAMIENTO DE LAS LÍNEAS3.5.1 Postes y Crucetas

Se ha previsto la utilización de postes de concreto armado centrifugado de 15 y 12 m, las crucetas serán de madera, según Norma de la DGE para electrificación rural.Accesorios metálicos para postes y crucetas que se utilizarán en líneas y redes primarias son: pernos maquinados, perno-ojo, tuerca-ojo, perno tipo doble armado, espaciador para espigas de cabeza de poste, tubo espaciador, brazo angular, braquete angular, perno con horquilla, tirafondo y arandelas los cuales serán galvanizados en caliente para evitar la corrosión de estos materiales.

3.5.2 ConductorEl conductor a utilizar es de aleación de aluminio; y la sección del conductor será no menor de 35 mm², habiéndose tomando en cuenta los siguientes aspectos: Caída de tensión Corrientes de cortocircuito Esfuerzos mecánicos Capacidad de corriente Los accesorios de conductores que se utilizan en las líneas y redes primarias son: grapas de ángulo, de anclaje, y de doble vía, varillas de armar, manguitos de empalme y de reparación, pasta para aplicación de empalmes, amortiguadores tipo espiral y alambre de amarre.

3.5.3 Aisladores



Según el análisis de selección del aislamiento y sobre la base de los criterios normalizados por la DEP/MEM para 22,9/13,2 kV, se podrá utilizar aisladores de porcelana tipo Pin 56-3 y aislador de suspensión polimérico. Los aisladores del tipo Pin se instalarán en estructuras de alineamiento y ángulo de desvío topográfico moderados, y los aisladores de suspensión en estructuras terminales, ángulos de desvío importantes y retención.

3.5.4 Retenidas y AnclajesLas retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras de ángulo, terminal y retención con la finalidad de compensar las cargas mecánicas que las estructuras no puedan soportar.El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no deberá ser menor de 37°. Los cálculos mecánicos de las estructuras y las retenidas se han efectuado considerando este ángulo mínimo. Valores menores producirán mayores cargas en las retenidas y transmitirán mayor carga de comprensión al poste.Las retenidas estarán compuestas por los siguientes elementos: Cable de acero grado Siemens Martín de 10 mm de diámetro Varillas de anclaje con ojal-guardacabo Mordazas preformadas Perno con ojal-guardacabo para fijación al poste Bloque de concreto armado.

3.5.5 Puesta a TierraLas puestas a tierra estarán conformadas por los siguientes elementos: Electrodo de acero recubierto de cobre de 2,4 m, 16 mm ø Conductor de cobre recocido para la bajada a tierra Accesorios de conexión y fijación Tierra cernida o de cultivo. En Líneas y Redes Primarias se utilizan puestas a tierra en cada estructura tipo PAT-1C (con

contrapeso circular). Las estructuras de seccionamiento se requiere una puesta a tierra tipo PAT-1, con una varilla

de acero con recubrimiento de cobre de 2,4 m, 16 mm ø, conductor de Cu de 16 mm² y conector de cobre; con una resistencia a tierra no mayor de 25.

3.5.6 Material de FerreteríaTodos los elementos de hierro y acero, tales como pernos, abrazaderas y accesorios de aisladores, serán galvanizados en caliente, a fin de protegerlos contra la corrosión. Las características mecánicas de estos elementos han sido definidas sobre la base de las cargas a las que estarán sometidas.

3.6 CRITERIOS DE DISEÑO3.6.1 Normas de Diseño

En el desarrollo del proyecto se consideran las siguientes normas y disposiciones legales: Código Nacional de Electricidad - Suministro 2001 Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas Nº. 25844 Norma Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas para la Electrificación Rural” Norma DGE RD 031-2003-EM: Bases para el Diseño de Redes Secundarias con Conductores

Autoportantes para Electrificación Rural Norma DGE RD 025-2003-EM: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y

Equipos de Redes Secundarias para Electrificación Rural Norma DGE RD 020-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Montaje de Redes Secundarias

con Conductor Autoportante para Electrificación Rural Norma DGE RD 023-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para

Redes Secundarias para Electrificación Rural

3.6.2 Criterios de Diseño Eléctrico Niveles de Tensión: Es 22,9/13,2 kV, esta configuración permite la obtención del sistema de las

líneas primarias los cuáles son compatibles con la magnitud y distribución de las cargas del área del proyecto.

Nivel de Aislamiento de Líneas Primarias: Las LP’s y SED’s estarán ubicadas entre 1 685 m.s.n.m (Chanchamayo) y 3 446 m.s.n.m (La Cruz-Sector Shita). El nivel de aislamiento mínimo de los equipos eléctricos está dado por los siguientes valores: Tensión nominal del sistema : 22,9/13,2 kV Tensión máxima de servicio : 25,0 kV Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50’ : 150,0 kVp



Tensión de sostenimiento a 60 Hz : 50,0 kV Línea de Fuga: La selección de la distancia de fuga de los aisladores ha sido tomada de la

recomendación de la Norma IEC 815, para diferentes niveles de contaminación. Se ha considerado una línea de fuga de 25mm/kV

Nivel de Aislamiento de Subestaciones de Distribución: Los niveles de aislamiento considerados para el diseño de la subestaciones de distribución son los siguientes: Tensión Nominal 22,9-13,2 kV Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial 50 kV Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50 s (interno) 125 kV Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50 s (externo) 150 kV

Cálculo de Caída de Tensión y Configuración del Sistema Eléctrico: El cálculo de la caída de tensión y las pérdidas de potencia y energía, se basan en los siguientes criterios: La tensión de salida en 22,9 kV se define en 1,025 pu del valor nominal. El porcentaje de caída de tensión no deberá exceder 7,0% Se considera todas las cargas del proyecto para el horizonte de 20 años

Los resultados se muestran en el plano Nº GEN-03, Volumen IV – Planos Generales; donde se observa que el sistema eléctrico no presenta problemas de regulación de tensión.

3.6.3 Criterios de Diseño Mecánico Características Mecánicas de Conductores: En el desarrollo del estudio pre-factibilidad se ha

definido la utilización del conductor de aleación de aluminio (AAAC) de 35, 50 y 70 mm² fabricado según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399, y cuyas características mecánicas son las siguientes: Sección Nominal (mm²) 35 50 70 Nº de alambres 7 7 19 Diámetro exterior (mm) 7,5 9,0 10,50 Masa total (kg/m) 0,094 0,135 0,181 Coeficiente de expansión térmica 23 x 10 –6 23 x 10 –6 23 x 10 –6

Módulo Elasticidad Final (kN/mm²) 60,82 60,82 60,82 Tiro de Rotura (kN) 10,35 14,79 20,71

Hipótesis de Cálculo: Las hipótesis de carga que regirán el cambio de estado se establecieron de acuerdo a lo siguiente: Características climatológicas de la zona del proyecto. Valores de temperatura máxima y mínima Viento máximos de acuerdo al CNE

Cuadro Nº5: Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores- Zona I (entre 0 y 2 000 msnm)

HipótesisI II III IV

Templado Máximo Viento Máxima Temperatura

Mínima Temperatura

Temperatura (ºC) 20 15 50 5Velocidad de Viento (km/h) 0 94 0 0

Esfuerzo % del Tiro de Rotura 18% 60% 60% 60%

Cuadro Nº6: Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores- Zona 2 (entre 2 000 y 3 000 msnm)

Hipótesis

I II III IV

Templado Máximo VientoMáxima

TemperaturaMínima

Temperatura

Temperatura (ºC) 15 10 45 0Velocidad de Viento (km/h) 0 94 0 0

Esfuerzo % del Tiro de Rotura 18% 60% 60% 60%

Los cálculos mecánicos de conductores permiten determinar los esfuerzos máximos y mínimos para el conductor en las diferentes hipótesis planteadas, de manera que se pueda diseñar adecuadamente las estructuras de la línea primaria. Diseño Mecánico de las Estructuras: Para el cálculo mecánico de estructuras se han

considerado las siguientes cargas: Cargas horizontales: Carga debida al viento sobre los conductores y las estructuras y

carga debido a la tracción del conductor en ángulos de desvío topográfico, con un coeficiente de seguridad de 2.

Cargas verticales: Carga vertical debida al peso de los conductores, aisladores, crucetas, peso adicional de un hombre con herramientas y componente vertical transmitida por las retenidas en el caso que existieran, con un coeficiente de seguridad de 2. Se determinará el vano peso en cada una de las estructuras y para cada una de las



hipótesis de diseño, el cual definirá la utilización de una estructura de suspensión o de anclaje.

Cargas longitudinales: Cargas producidas por cada uno de los vanos a ambos lados de la estructura y para cada una de las zonas e hipótesis de diseño.

En el caso de rotura de conductor, se han considerado cargas longitudinales equivalentes al 50 % del tiro máximo del conductor.El factor de seguridad considerado es de 2, con una deformación permanente no mayor a 4% de la longitud útil del poste (deflexión). Tipos de Estructuras: Las estructuras de las líneas primarias están conformadas por postes de

concreto, y tienen la configuración de acuerdo con la función que van a cumplir. Los parámetros que definen la configuración de estructuras y características mecánicas son: Distancia mínima al terreno en la condición de máxima temperatura Distancia mínima entre fases en la condición de máxima temperatura Angulo de desvío topográfico Vano – viento Vano – peso para las cuatro hipótesis de trabajo del conductor

Las estructuras a ser utilizadas en las Líneas y Redes Primarias serán las normalizadas por la DEP/MEM.

3.6.4 Distancias Mínimas de Seguridad para Líneas PrimariasDistancia de seguridad de los alambres, conductores, cables y partes rígidas con tensión no protegidas adyacentes pero no fijadas a edificios y otras instalaciones a excepción de puentes <750V-23kV>(Según CNE Tabla Nº234-1). Distancia horizontal a paredes, proyecciones, balcones, ventanas y áreas fácilmente accesibles

(2,5 m) Distancia vertical sobre techos o proyecciones no fácilmente accesibles a peatones (4,0 m) Distancia vertical sobre balcones, techos fácilmente accesibles a peatones (4,0 m) Distancia vertical sobre letreros, carteles, antenas de radio y televisión, sobre pasillos por

donde transita el personal (4,0 m) Distancia horizontal a letreros, carteles, antenas de radio y televisión, tanques y otras

instalaciones no clasificadas como edificios (2,5 m) Distancia vertical sobre letreros, carteles, antenas de radio y televisión, sobre otras partes de

dichas instalaciones no accesible a peatones (3,5 m)Distancia Vertical de conductores sobre el nivel del piso, camino, riel o superficie de agua (Según CNE Tabla Nº 232-1) . Cuando los conductores recorren a lo largo y dentro de los límites de las carreteras u otras fajas de servidumbre de caminos pero que no sobresalen del camino: Carreteras y avenidas (6,5 m) Caminos, calles o callejones (6,0 m) Espacios y guías peatonales o áreas no transitables por vehículos(5,0 m) Calles y caminos en zonas rurales (5,0 m)Cuando los conductores cruzan o sobresalen: Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones (7,0 m) Caminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones (6,5 m) Calzadas, zonas de parqueo y callejones ( 6,5 m) Otros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos, pastos, bosques, huertos, etc. (6,5 m) Espacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos (5,0 m) Calle y caminos en zonas rurales ( 6,5 m)

3.7 SERVIDUMBRE, VALOR REFERENCIAL, Y CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DE OBRA DE LAS LÍNEAS PRIMARIAS DE INTERCONEXIÓN EN 22,9 kV DEL PAFE III - CAJAMARCAEl ancho de la franja de servidumbre para las líneas primarias, por la cual se debe indemnizar a los propietarios de los terrenos afectados, es de 11,0 m (5,5 m a cada lado del eje de la línea) según el Código Nacional de Suministro 2001 Tabla 219; para el caso en que las líneas primarias recorran por zonas sub-urbanas y urbanas, así como las redes primarias, solo se deberá cumplir con las distancias mínimas de seguridad estipuladas por el Código Nacional de Electricidad Suministro 2001.Previamente el Contratista, con la participación de un equipo de profesionales especializados, deberá efectuar el Expediente Técnico para la Gestión de Servidumbre. El valor referencial de las Líneas Primarias se muestra en el Anexo N° 3. El Cronograma de Ejecución de Obra se muestra en Anexo Nº 4.

4.4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO DE SUBESTACIONESDESCRIPCIÓN DEL PROYECTO DE SUBESTACIONES 4.1 DESCRIPCIÓN DE INSTALACIONES EXISTENTES



Como principales instalaciones existentes de transmisión se tiene la línea de transmisión en 138 kV Carhuaquero – Jaén y sus respectivas subestaciones en construcción. La descripción de las instalaciones mencionadas se lista a continuación:

4.1.1 L.T. 138kV Carhuaquero - JaénLa Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas – DGER/MEM viene ejecutando la línea en 138 kV – 154 km Carhuaquero-Jaén de 240 mm² de AAAC, estructuras de celosía, cuya obra está a cargo de la empresa Ingenieros Consultores y Ejecutores S.A. (ICE), la misma que interconectará al SEIN el Sistema Eléctrico Regional Bagua-Jaén, que incluye actualmente a Jaén, Bagua, San Ignacio, y en un futuro a Chachapoyas.

4.1.2 Subestaciones de Potencia4.1.2.1 S.E. Carhuaquero – Patio de Llaves 220/138/22,9/10kVDe propiedad de EGENOR, está ubicada a una altura de 379msnm, consta de un transformador de potencia 220±8x1,25%/138/22,9/10kV; 35/32/3/10,5MVA con pararrayos a la salida de cada borne en AT, MT y BT; una celda de línea en 138kV equipada con seccionadores, interruptores, transformadores de medida y pararrayos en 650kV-BIL.

4.1.2.2 S.E. Nueva Jaén 138/60/22,9kVEstá ubicada en la provincia de Jaén, a una altura de 779msnm, consta de un transformador de potencia 138±13x1%/60/22,9kV; 20/20/5MVA, con pararrayos a la salida de cada borne en AT, MT y BT; una celda de línea en 138kV y 22,9kV equipada con seccionadores, interruptores, transformadores de medida y pararrayos en 650kV-BIL y 150kV-BIL, en 60kV se tiene un sistema de simple barra con una celda de transformador y dos celda de línea equipada con seccionadores, interruptores, transformadores de medida y pararrayos en 325kV-BIL

4.2 NORMATIVA EMPLEADAEl diseño electromecánico de la subestación se basó en las siguientes normas: Código Nacional de Electricidad – Suministro 2001 RUS Bulletin 1724E-300 “Design Guide for Rural Substations ” NESC C2-1997 “National Electrical Safety Code” IEEE80 - 2000 “Guide for Safety in AC Substation Grounding” IEEE81 - 1983 “Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System” IEC.71.1 - 71.2 - 71.3 "Insulation Coordination " VDE 0141 “Earthing system for special power installations” IEC.99-4 “Surge arresters”

4.3 CRITERIOS DE DISEÑOPara el diseño de la subestación se consideraron los siguientes criterios de diseño:

4.3.1 Cálculo de CortocircuitoSe elaboró el cálculo de cortocircuito con la información proporcionada por el COES, con el programa DigSilent Powerfactory 13.1.257, para el sistema eléctrico, obteniendo los siguientes resultados:

Cuadro Nº7: Corrientes de Cortocircuito Trifásico –Año Final

BarraTensión

Nominal kVCorrienteI 3Ø (kA)

CorrienteI 1Ø (kA)

Barra 220 kV – S.E. Carhuaquero 220 26,30 26,32

Barra 138 kV – S.E. Carhuaquero 138 1,38 1,42

Barra 138 kV – S.E. Nueva Jaén 138 0,72 0,69

Barra 138 kV – S.E. Cutervo 138 1,00 0,94

Barra 22,9 kV – S.E. Cutervo 22,9 1,92 3,27

Los equipos en cada nivel de tensión deben de ser capaces de soportar la máxima corriente de cortocircuito del sistema por nivel de tensión; la selección de las corrientes de cortocircuito para interruptores se realizó de acuerdo a la norma ANSI/IEEE C37.06, definiendo lo siguiente: Equipos en 138 kV 1200A 31,5 kA Equipos en 22,9 kV 1200A 16 kA Equipos en 13,2 kV 600A 12,5 kAPara el recloser, se definió sus capacidades de acuerdo a la norma ANSI/IEEE C37.60 seleccionando un equipo de 400A y 12,5kA.Los demás equipamientos tendrán las siguientes capacidades de cortocircuito: Equipos en 138 kV 25 kA Equipos en 22,9 kV y 13,2kV 12,5 kA



4.3.2 Nivel de Aislamiento y Distancias Mínimas Las distancias eléctricas entre los diferentes elementos que conforman la subestación permiten asegurar la soportabilidad dieléctrica a los impulsos de tensión tipo rayo.La soportabilidad a tensiones de impulso tipo rayo o maniobra en condiciones atmosféricas normalizadas debe ser igual o mayor que los valores especificados en las normas IEC – 71, la cual define los niveles de aislamiento normalizados para instalaciones eléctricas correspondientes a las tensiones máximas permisibles.Para el diseño de la subestación se definieron los siguientes niveles de aislamiento con sus respectivas distancias de seguridad:

Cuadro Nº8: Nivel de Aislamiento y Distancias Mínimas

TensiónNominal

TensiónMáxima

BIL (1000 msnm)

Altura de Instalación Factor de

AlturaBIL

Distancia de Seguridad

Fase - tierra(kV) (kV) (kV) msnm (kV) (mm)138 145 550

2 710 1,2125750 1500

22,9 24 125 170 32013,2 13,86 75 95 160

4.4 DESCRIPCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN DE LA SUBESTACIÓN CUTERVOLa subestación estará ubicada en el distrito de Cutervo, a 1,5 km de la capital del distrito, al pie de la LT 138 kV Carhuaquero – Jaén, seleccionando al vértice V-14, estructura T-144 como punto de conexión de la subestación con la línea de transmisión, requiriendo de 170 m de línea en 138kV (dos estructuras) para su enlace. La obra de dicho enlace ha sido coordinada con la DGER/MEM y no forma parte de los alcances de este proyecto.La nueva S.E. Cutervo 138/22,9/13,2kV formará parte del SEIN y deberá ser operada por ENSA; se equipará con equipos de última tecnología en lo referente al sistema de control, protección y medición, el cual se integrará al Centro de Control de ENSA en Chiclayo.La subestación Cutervo ha sido concebida tipo no atendida, completamente automatizada, teniendo monitoreo, supervisión y maniobra desde el centro de control de ENSA-Chiclayo.La configuración de la S.E. en 138 kV será en simple barra, diseñada para dos celdas de línea y una de transformador, lo cual permitirá dar mayor confiabilidad a la LT 138 kV que va desde Cutervo hacia Carhuaquero y Jaén.El Equipamiento de la subestación será al exterior (patio de llaves), y estará diseñada para poder ampliarse en los tres niveles de tensión. El patio de llaves en 22,9 kV constará de una celda de transformador, una celda de servicios auxiliares y seis celdas de alimentador.Los tableros de control, protección y medida, que permiten el control y monitoreo de los equipos del patio de llaves, se instalarán al interior del Edificio de Control.El sistema de control de la subestación se basará en equipos con tecnología de microprocesadores que permiten la adquisición y manejo de todos los valores y variables del sistema eléctrico de potencia y estará compuesto unidades controladores de bahía los cuales serán instalados en tableros ubicados en el patio de llaves. Los servicios auxiliares necesarios, de acuerdo a los requerimientos de energía de los equipos de protección y maniobra de la subestación, serán instalados al interior del edificio de control.Para darle confiabilidad a los sistemas auxiliares, se implementará un banco de baterías con rectificadores inversores conectados al sistema en corriente continua y alterna respectivamente.El sistema de telecomunicaciones permitirá la transmisión de información desde el sistema de control de la S.E. Cutervo al Centro de Control de ENSA y la recepción de comandos dados desde el centro de control para así tener un completo control y supervisión de la subestación sin ser necesaria la presencia del operador en las instalaciones para su normal funcionamiento.

4.4.1 Descripción del EquipamientoLos equipos para la S.E. Cutervo en 138 kV serán para instalación al exterior, los de distribución en 22,9kV y 13,2 kV serán del tipo convencional y son los siguientes:

4.4.1.1 Equipos de Maniobra y Transformación

La configuración de la subestación en el lado 138 kV será de simple barra con celdas de línea convencionales y tendrá el siguiente equipamiento: 01 Transformador de Potencia de 138±13x1%/22,9/13,2 kV, 8-10/8-10/2,5-3 MVA Onan-Onaf,

c/regulación automática bajo carga, transformadores de corriente en los bushing de AT 20-40/1/1/1A; 3x15VA; 5P20; Cl 0,5; en MT 125-250/1/1/1A; 3x15VA; 5P20; Cl 0,5 y BT 75-150/1/1/1A; 3x15VA; 5P20; Cl 0,5 y soportes para instalación de pararrayos en AT, MT y BT.



Interruptores de potencia 138 kV; 750 kV-Bil; 1200 A; 31,5 kA 02 de operación uni-tripolar, 01 de operación tripolar.

03 Seccionadores de barra tripolar de apertura central 138 kV, 750 kV-BIL, 800 A, 25kA 02 Seccionadores de línea tripolar de apertura central, con cuchilla de puesta a tierra, 138 kV;

750 kV - BIL; 800 A, 25kA. Transformadores de tensión capacitivo 138/√3 : 0,1/√3 : 0,1/√3 kV; 2x15 VA; 3P; cl 0,2; 138kV; 750 kV-BIL.

04 Con equipo de onda portadora 02 Sin equipo de onda portadora

03 Transformadores de tensión inductivo 138/√3:0,1/√3:0,1/√3 kV; 2x15VA; 3P; cl 0,2; 138kV; 750kV-BIL. 06 Transformadores de corriente 150-200/1/1/1A; 3x15VA; 2x5p20; cl0,2; 138kV; 750 kV-BIL. 03 Transformadores de corriente 20-40/1/1/1A; 3x15VA; 2x5p20; cl0,2; 138kV; 750 kV-BIL. 12 Pararrayos 120 kV, 10 kA, cl 3, incluyendo contadores de descargasEn el lado 22,9 kV se implementarán los siguientes equipos del tipo exterior: 01 Interruptor de potencia 36 kV; 200 kV-Bil; 1200 A; 16 kA; de operación tripolar 06 Interruptores de recierre automático 38 kV; 150 kV - BIL; 400 A, 12,5kA con opción para mando remoto. 08 Seccionadores de Barra tripolar, 36 kV; 170 kV - BIL; 600 A; 12,5kA 06 Seccionadores de Línea tripolar con cuchilla de puesta a tierra, 36 kV; 170 kV-BIL; 600 A, 12,5kA 03 Transformadores de tensión inductivo 22,9/√3:0,1/√3:0,1/√3 kV; 2x15 VA; 3P; Cl 0,2; 36kV 170 kV-BIL. 21 Pararrayos 21 kV, 10 kA, cl 3 06 Seccionadores Fusible Unipolar Tipo Expulsión (Cut-Out) de 36 kV, 100A, 8kA, 170kV-BIL. 01 Transformador para Servicios Auxiliares de 37,5 kVA 22,9/0,38-0,22kV.En el lado 13,2 kV se implementarán los siguientes equipos del tipo exterior: 01 Interruptor de potencia 15 kV; 95 kV-Bil; 600 A; 12,5 kA; de operación tripolar 01 Seccionador de Barra tripolar, 13,2 kV; 95 kV - BIL; 400 A; 12,5kA 01 Seccionador de Línea tripolar con cuchilla de puesta a tierra 13,2 kV; 95 kV-BIL; 400 A, 12,5kA 03 Transformadores de corriente 13,2kV; 75-150/1/1/1A; 3x15 VA; 5P20; Cl 0,2; 95 kV-BIL; 12,5kA. 03 Transformadores de tensión inductivo 13,2/√3:0,1/√3:0,1/√3 kV; 2x15 VA; 3P; Cl 0,2; 13,2kV 95kV-BIL. 06 Pararrayos 15 kV, 10 kA, cl 3

4.4.1.2 Sistema de Puesta a Tierra

La malla de tierra profunda se construirá con conductores de 107 mm² de cobre enterrados a una profundidad 0,8 m, jabalinas de 2,4 m y 16mm² de sección, y empalmes mediante soldadura exotérmica, la red de tierra superficial (conexión a equipos) se hará con conductores de 107 mm².

4.4.2 Sistema de Mando y ProtecciónEl control de los equipos de maniobra y protección (interruptores y seccionadores) se realizará desde los relés de protección, los cuales poseerán funciones de control y mando de acuerdo al número de bahías a controlar.El sistema de protección y mando constará de equipos con las siguientes características: Bahía de línea Cutervo-Carhuaquero: 01relé de distancia (21) como protección principal y 01

relé de distancia (21) como protección de respaldo con funciones de controlador de 01 bahía. Bahía de línea Cutervo-Jaén: 01relé de distancia (21) como protección principal y 01 relé de

distancia (21) como protección de respaldo con funciones de controlador de 01 bahía. Bahía de Transformador 138kV: 01 controlador de bahía con funciones de control y protección. Transformador de Potencia: 01 relé diferencial (87T) como protección principal. Bahía de Transformador 22,9kV: 01 controlador de bahía con funciones de control y protección. Bahía de Transformador 13,2kV: 01 controlador de bahía con funciones de control y protección.Las protecciones deben poseer mando local y remoto, interfaz de comunicación, indicadores locales de operación, y suficientes entradas y salidas para poder implementar la lógica de protecciones.Se suministrará el equipamiento principal siguiente: 02 Tablero de Control, protección y medición Bahía en 138 kV

01 Relé de Distancia 21 (protección principal) para protección de la Línea de Transmisión, que además dispondrá de las siguientes funciones:- Sobrecorriente direccional de fases y tierra (67/67 N)- Sobrecorriente instantánea y temporizada (50/51)- Sobrecorriente de falla a tierra instantánea y temporizada (50/51N)- Sobrecorriente de secuencia negativa (46)- Sobre y subtensión (59/27);- Función de de recierre (79);- Función de Falla de Interruptor;



- Función de Sincronismo (25) 01 Relé de distancia 21 (protección de respaldo) con funciones de control y mando, para

protección de la LT 138kV, que además dispondrá de las siguientes funciones:Funciones de Protección- Sobrecorriente direccional de fases y tierra (67/67 N)- Sobrecorriente instantánea y temporizada (50/51)- Sobrecorriente de falla a tierra instantánea y temporizada (50/51N)- Sobrecorriente de secuencia negativa (46)- Sobre y subtensión (59/27);- Función de de recierre (79);- Función de Falla de Interruptor;- Función de Sincronismo (25)Funciones de Control:- Monitoreo y visualización gráfica del estado de posición (abierto/cerrado) de los

equipos de maniobra de la bahía con un mínimo de 01 interruptor y 04 seccionadores- Mando (abrir/cerrar) de los equipos de maniobra de la bahía con un mínimo de 01

interruptor y 04 seccionadores- Visualización de alarmas con un mínimo de dos (alarma leve y alarma grave) - Facilidad para programar la lógica de enclavamiento y opciones de bloqueo de la bahía.- Display gráfico; debe mostrar la posición de apertura o cierre del interruptor y

seccionadores asociadosFunciones de Medida- Medidas de valores instantáneos de tensión, corriente de línea, potencia activa,

potencia reactiva, frecuencia y factor de potencia- Medición de energía activa y reactiva kWHr, kVarHr- Datos estadísticos de demanda máxima de potencia activa, potencia reactiva, y tensión- Perfiles de Carga de potencia activa, potencia reactiva y tensiónFunciones de Reporte- Registros de operación - Registros de fallas- Oscilografía

01 medidor electrónico y multifunción clase 0,2, para la medida de los sgtes. parámetros:- Tensión de fases y fase tierra- Corriente por fase- Frecuencia, factor de potencia- Potencia activa y reactiva- Medición activa doble tarifa y reactiva tarifa simpleDeberá tener capacidad de memoria masiva, inclusiva para almacenar el perfil de carga diario con un intervalo de 15 minutos.

Facilidades de ComunicacionesLos equipos (relé, medidores y unidad de control) deben tener la capacidad de conectarse a la red de información del centro de control, para lo cual deberán suministrarse con protocolos del tipo abierto (DNP3 o IEC) y con puertos de comunicación con fibra óptica, RS 485 y RS 232.

01 Tablero de Control, protección y medición de Transformador en 138 kV 01 relé diferencial (87T) para protección de transformador, que además dispondrá de las

siguientes funciones:- Falla a tierra de baja impedancia (87N)- Sobre y subtensión (59/27);- Función de Falla de Interruptor;- Relé de disparo de transformador (86T)- Protección de frecuencia (81); prevista con rechazo de carga.

01 Controlador de bahía para control, mando y protección de la bahía de transformador en 138kV; con tecnología de microprocesadores, prevista con las siguientes funciones:Funciones de Protección- Sobrecorriente direccional de fases y tierra (67/67 N)- Sobrecorriente instantánea y temporizada (50/51)- Sobrecorriente de falla a tierra instantánea y temporizada (50/51N)- Sobrecorriente de secuencia negativa (46)- Sobre y subtensión (59/27);- Función de Falla de Interruptor;Funciones de Control:- Monitoreo y visualización gráfica del estado de posición (abierto/cerrado) de los

equipos de maniobra de la bahía con un mínimo 01 interruptor y 02 seccionadores



- Mando (abrir/cerrar) de los equipos de maniobra de la bahía con un mínimo de 01 interruptores y 02 seccionadores.

- Visualización de alarmas con un mínimo de dos (alarma leve y alarma grave) - Facilidad para programar la lógica de enclavamiento y opciones de bloqueo de la bahía.- Display gráfico; debe mostrar la posición de apertura o cierre del interruptor y


potencia reactiva, frecuencia y factor de potencia- Medición de energía activa y reactiva kWHr, kVarHr- Datos estadísticos de demanda máxima de potencia activa, potencia reactiva, y tensión- Perfiles de Carga de potencia activa, potencia reactiva y tensiónFunciones de Reporte- Registros de operación - Registros de fallas- Oscilografía

01 Medidor Electrónico y Multifunción para la medida de los siguientes parámetros:- Tensión de fases y fase tierra- Corriente por fase- Frecuencia, factor de potencia- Potencia activa y reactiva- Medición activa doble tarifa y reactiva tarifa simpleDeberá tener capacidad de memoria masiva, inclusiva para almacenar el perfil de carga diario con un intervalo de 15 minutos.

Facilidades de ComunicacionesLos equipos (relé, medidores y unidad de control) tener la capacidad de conectarse a la red de información del centro de control, para lo cual deberán suministrarse con protocolos del tipo abierto (DNP3 o IEC), y con puertos de comunicación con fibra óptica, RS 485 y RS 232.

01 Tablero de control, protección y medición de celdas de transformador en Media tensión 02 Controladores de bahía para el control, mando y protección de las bahías de

transformador en 22,9kV y 13,2kV; con tecnología de microprocesadores, prevista cada una con las siguientes funciones:Funciones de Protección- Sobrecorriente instantánea y temporizada (50/51)- Sobrecorriente de falla a tierra instantánea y temporizada (50N/51N)- Sobretensión homopolar (59N) (solo para el controlador de bahía en 13,2kV)- Función de Falla de Interruptor;Funciones de Control:- Monitoreo y visualización gráfica del estado de posición (abierto/cerrado) de los

equipos de maniobra de la bahía con un mínimo de 01 interruptor y 03 seccionadores- Mando (abrir/cerrar) de los equipos de maniobra de la bahía con un mínimo de 01

interruptor y 03 seccionadores- Visualización de alarmas con un mínimo de dos (alarma leve y alarma grave) - Facilidad para programar la lógica de enclavamiento y opciones de bloqueo de la bahía.- Display gráfico; debe mostrar la posición de apertura o cierre del interruptor y


potencia reactiva, frecuencia y factor de potencia, energía activa y reactivakWHr, kVarHr- Datos estadísticos de demanda máxima de potencia activa, potencia reactiva, y tensión- Perfiles de Carga de potencia activa, potencia reactiva y tensiónFunciones de Reporte- Registros de operación - Registros de fallas- Oscilografía

01 Medidor Electrónico y Multifunción para la medida de los siguientes parámetros:- Tensión de fases y fase tierra- Corriente por fase- Frecuencia, factor de potencia- Potencia activa y reactiva- Medición activa doble tarifa y reactiva tarifa simple

Facilidades de Comunicaciones



Los equipos (relé, medidores y unidad de control) tener la capacidad de conectarse a la red de información del centro de control, para lo cual deberán suministrarse con protocolos del tipo abierto (DNP3 o IEC), y con puertos de comunicación con fibra óptica, RS 485 y RS 232.

Para el sistema de mando, protección y medición de los alimentadores en 22,9kV se plantean los siguientes equipamientos por alimentador: 01 recloser equipado con controlador electrónico y funciones de protección de sobrecorriente. 01 Medidor de energía con clase de precisión 0,2 para medida de los siguientes parámetros:

Tensión de fases y fase tierra, Corriente por fase, Frecuencia, factor de potencia, Potencia activa y reactiva, Medición activa doble tarifa y reactiva tarifa simple.Los equipos (medidores y unidad de control) deben tener la capacidad de conectarse a la red de información del centro de control, para lo cual deberán suministrarse con protocolos del tipo abierto (DNP3 o IEC) y con puertos de comunicación con fibra óptica, RS 485 y RS 232.

4.4.3 Servicios AuxiliaresPara la selección del sistema de servicios auxiliares de las subestación, tanto en corriente alterna como en continua., se consideró un sistema que permitirá darle un buen respaldo a la alimentación auxiliar requerida por los equipos de maniobra, control y protección de la subestación, con el fin de asegurar una buena confiabilidad en la operación de ellas.Se contará con tres niveles de tensión para servicios auxiliares: 380/220 Vac trifásico por intermedio del TSA 22,9/0,38-0,22 kV – 37,5 kVA, para el

funcionamiento de motores, calefacción, iluminación, equipos de computo, etc. 110 Vcc por intermedio del banco de baterías de 100 A-Hr, para el funcionamiento del sistema

de de control y protección de la subestación. 48 Vcc por intermedio de banco de baterías de 50 A-Hr, para el funcionamiento del sistema de

Comunicaciones de la subestación. Se suministrará además cargadores-rectificadores para baterías 110 y 48 Vcc.Se instalará un tablero de distribución ubicado en el edificio de control conteniendo lo siguiente: Medidor de energía trifásico simple. Interruptores Termomagnéticos de los circuitos en corriente alterna.

4.5 OBRAS CIVILESEl presente documento incluye el diseño de las obras civiles correspondientes al diseño de la Subestación Cutervo. Las obras civiles previstas son las siguientes: Capacidad Portante del Terreno 2.43 kg/cm2. Nivelación y explanación del área de la subestación, empleando equipo pesado, (corte y

relleno), en un área aproximada de 3 234 m2. Debido al desnivel natural del terreno, se ha determinado una pendiente de explanación

de 6,06%, es decir, un desnivel de 4m con respecto a la longitud total de la subestación. (Ver planos OC-SE-CUTERVO 02 y OC-SE-CUTERVO 03)

El mayor volumen de corte es debido al criterio de que las cimentaciones de los equipos sean cimentados sobre terreno firme, evitando instarlos sobre terreno de relleno.

La protección del terreno durante la construcción se efectuará mediante alambrado de púas instalado en postes de madera, de una longitud aproximada de 236 m lineales. El alambrado de púas impedirá que elementos extraños invadan el terreno de la subestación o interrumpan el normal desarrollo de las actividades de construcción.

Construcción de 202 m lineales de cerco perimétrico de albañilería confinada, de 2.50 m de altura, con acabado caravista para ladrillos, vigas y columnas, portón metálico para ingreso vehicular y alambrado de púas. El concreto armado de las estructuras del cerco (vigas y columnas) tendrá un f’c mínimo de 175 kg/cm2. El cerco perimétrico seguirá la pendiente de la explanada del terreno. Los ladrillos serán tipo king-kong de 18 huecos a máquina, y se asentarán tipo soga.

Ejecución de 73 m lineales de carretera afirmada para el acceso a la subestación desde la carretera existente Cutervo-Tacabamba.

Sembrado de grass en taludes de corte, alrededor de la vía de acceso, así como en el talud de relleno.

Construcción de bases de concreto armado, en el patio de 138 kV para los siguientes equipos: 03 Interruptores de potencia. 03 Seccionadores de barra. 02 Seccionadores de línea. 09 Transformadores de tensión. 09 Transformadores de corriente. 09 Pararrayos 120 kV, 10 kA, cl 3, incluyendo contadores de descargas



Construcción de bases de concreto armado, en el patio de 22,9 kV para los siguientes equipos 01 Interruptor de potencia. 06 Interruptores de recierre automático. 01 Seccionador de Barra. 01 Transformador para Servicios Auxiliares.

Construcción de bases de concreto armado, en el patio de 13,2 kV para los siguientes equipos 01 Interruptor de potencia. 01 Seccionador de Barra.

Las Bases del Transformador de Potencia serán de concreto armado f’c = 210 kg/cm2 y tendrá forma de poza con capacidad para albergar hasta el 100% de aceite en caso éste se derrame. Se construirán además vigas de acceso del transformador desde el ingreso, en el centro de la vía de acceso, hasta su ubicación definitiva. Esta contará con rieles incrustados, para un fácil transporte del transformador, y también con argollas de tiro consistentes de cáncamos de fierro empotrados en dados de concreto, para el transporte de los mismos.

Construcción de 01 Edificio de Control y 01 Garita de Control de 128 m2 totales, de albañilería portante, con techo aligerado con una pendiente de 9%, con acabados de tarrajeado y pintura, vereda exterior, servicios higiénicos. El edificio de control tendrá los siguientes ambientes: Garita, Sala de Control o Tableros, Sala de Baterías y SS.HH’s.

El edificio de control se comportará como una estructura de albañilería, con muros portantes en ambos sentidos, con muros de e=25 cm de espesor, y con una losa aligerada, la cual se comportará como un diafragma rígido. La losa aligerada tendrá pendiente hacia uno de los lados para facilitar el drenaje de agua de lluvias.

Para las instalaciones sanitarias, se ha considerado para el suministro de agua, un sistema indirecto, el cual consta de un tanque elevado. Para el sistema de desagüe, se ha considerado la evacuación de flujos hacia un pozo de percolación, cuya ubicación la determinará el contratista, con la aprobación de la supervisión.

En cuanto a acabados, los pisos serán de cemento pulido, salvo los de la sala de baterías, el cual será de gress cerámico antiácido y el piso de los servicios higiénicos, los que serán de cerámico antideslizante. Los muros serán tarrajeados y pintados con látex sintético 02 manos. Los muros contarán con un contrazócalo de cemento pulido de altura 30 cm, tanto interior como exteriormente, para proteger la parte inferior de dichos muros de humedad.

Las ventanas serán de fierro y vidrio doble. Las puertas exteriores serán metálicas con perfiles y ángulos metálicos y vidrio doble en la parte superior, salvo la puerta de ingreso peatonal, la cual será íntegramente de fierro. Las puertas interiores serán contraplacadas de madera tornillo acabado barniz natural.

Construcción de canaletas exteriores para cables, de concreto armado. Las canaletas de cables construidas en el patio de llaves, serán de concreto armado f’c = 175

kg/cm2; tendrán tapas de inspección en todo lo largo de la canaleta una a continuación de la otra, y dentro de ellas llevarán bandejas metálicas en pared a través de toda su longitud.

Construcción de cunetas exteriores, alrededor de la vía de acceso, patio de llaves y parte del edificio de control, para recepcionar el agua de lluvia.

Ejecución de anillo de acceso vehicular, de 40 cms de espesor, con un área aproximada de 820 m2 en el interior de la subestación, circundante al patio de llaves. El anillo vehicular interior tendrá pendiente hacia los costados para depositar el agua de lluvias hacia las cunetas construidas para ese fin.

Enripiado del área del patio de llaves.

5.5. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL Y COMUNICACIONESDESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL Y COMUNICACIONES La implementación de la S.E. Cutervo incluye un sistema de telecomunicaciones previsto fundamentalmente para el control y monitoreo de la subestación desde el centro de control de ENSA en Chiclayo.

5.1 SISTEMA DE CONTROLLa operación de la subestación no requerirá de operario; el control, supervisión y monitoreo de la subestación se realizará desde el centro de control de ENSA–Chiclayo.El sistema de control y protección permitirá realizar funciones de control y ejecución de comandos en cuatro niveles: Primer Nivel-Localmente: En el patio de llaves en los mismos equipos de maniobra

(interruptores y seccionadores).



Segundo Nivel-Localmente: Desde los tableros de control “controladores de bahía”, protección y medición ubicados en el patio de llaves

Tercer Nivel-Localmente: Desde una HMI ubicada en el edificio de control Cuarto Nivel-Remotamente: Desde el Centro de control de ENSA (SCADA).El detalle de las señales ha enviar será coordinado con ENSA en la etapa de la Ingeniería de Detalle.El sistema descrito deberá estar constituido por un concentrador de datos de tecnología en base a microprocesadores a ser ubicada en el edificio de control de la subestación, la cual estará equipada con el software y hardware necesarios para recibir la información concentrada de cada bahía de la subestación. Asimismo deberá permitir el enlace y envío de la información a través del sistema de telecomunicaciones al centro de control de ENSA, de manera que, desde el centro de control se pueda operar la subestación.

5.2 SISTEMA DE TELECOMUNICACIONESLa implementación del sistema de comunicaciones comprenderá el traslado, desinstalación e instalación del equipo de onda portadora de la S.E. Nueva Jaén a la S.E. Cutervo, y la implementación de equipos de onda portadora para la comunicación entre la S.E. Cutervo y la S.E. Nueva Jaén (Ver planos TE-SE-CUTERVO-01 y TE-SE-CUTERVO-02).El sistema de control y comunicaciones tendrá el siguiente equipamiento principal: Sistema de Onda Portadora: Un enlace de onda portadora entre Cutervo y Nueva Jaén, desde

la cual se transmitirán las señales de control, mando y medida, así como señales de voz y data al centro de control de ENSA y al COES

Sistema de Control Sistema de Control de Subestación (SCS). Hardware, PC industrial, concentradores de datos, impresora, UPS, etc. Software, Mini SCADA en Cutervo con interfaz hombre máquina para operar, controlar y

monitorear las instalaciones de la subestación.Los equipos (relé, medidores y unidad de control) deberán tener protocolos de comunicación abierta.Será necesario enviar, vía el sistema de comunicaciones, como mínimo las siguientes señales: Estados de los elementos de maniobra (interruptor, seccionadores) Medidas de Potencia Activa, Potencia Reactiva y Corriente. Mando de interruptores y seccionadores AlarmasEl detalle de las señales a enviar será coordinado con ENSA en la etapa de la Ingeniería de Detalle.

6.6. PLAZO Y CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DE OBRA DE LA SUBESTACIÓNPLAZO Y CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DE OBRA DE LA SUBESTACIÓN La obra se ejecutará en los siguientes plazos. Ingeniería de Detalle: … meses Supervisión de Obra: …. meses Ejecución de Obra – Contratista : ….. mesesEn el Anexo 1, se presenta el cronograma de ejecución del Proyecto.



7.7. ANEXOS ANEXOS 1. Cronograma de Ejecución de Obra de la SE Cutervo.2. Relación Total de Coordenadas UTM del trazo de Ruta de Líneas Primarias - PAFE III

Cajamarca.3. Plano de la SE Cutervo y sus Líneas Primarias de Interconexión.4. Valor Referencial de las Líneas Primarias del PAFE III5. Cronograma de Ejecución de Obra de Líneas y Redes Primarias del PAFE III


v2 - memoria descriptiva

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