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Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 1
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
VOLUMEN III
INDICE
I. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 4
II. CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO ..................................................................... 5
2.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................... 5
2.2 SUBESTACIONES....................................................................................... 6
III. 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 .............................................................................. 13
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COES
IV. ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO PROYECTOS
VINCULANTES ................................................................................................... 15
4.1 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TRUJILLO – CAJAMARCA 500 kV Y
SUBESTACIONES..................................................................................... 15
4.2 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YANANGO – CARAPONGO 500
kV Y SUBESTACIONES ............................................................................ 25
4.3 LÍNEA DE TRANSMISIÓN MANTARO – NUEVA YANANGO Y
SUBESTACIONES..................................................................................... 35
4.4 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YUNCÁN – NUEVA YANANGO
500 kV Y SUBESTACIONES ..................................................................... 45
4.5 AMPLIACIÓN DE SUBESTACIÓN MONTALVO 2 500/220 KV ................. 55
4.6 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINGO MARÍA – CONOCOCHA 220 kV Y
SUBESTACIONES..................................................................................... 61
4.7 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA TINTAYA – AZÁNGARO 220 kV Y
SUBESTACIONES..................................................................................... 70
4.8 LÍNEA DE TRANSMISIÓN LA NIÑA – PIURA 220 kV Y
SUBESTACIONES..................................................................................... 79
4.9 LÍNEA DE TRANSMISIÓN PIURA – TALARA 220 kV Y
SUBESTACIONES..................................................................................... 88
4.10 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN MANTARO –
INDEPENDENCIA 220 kV EN HUANCAVELICA Y SUBESTACIONES ..... 97
4.11 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN CHICLAYO –
PIURA 220 kV EN S.E. LA NIÑA Y SUBESTACIONES ........................... 105
4.12 SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV - 2DA ETAPA ...................... 112
4.13 REPOTENCIACIÓN A 75 MVA (50%) DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN AGUAYTÍA – PUCALLPA EN 138 kV ............................. 119
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COES
LISTA DE ANTEPROYECTOS DEL PLAN VINCULATE Anteproyecto 1 : Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva
Socabaya – Montalvo y Subestaciones Anteproyecto 2 : Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca – Azángaro y
Subestaciones Anteproyecto 3 : Primera etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y
enlaces de conexión de líneas aledañas Anteproyecto 4 : Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV –
SE Pucallpa Anteproyecto 5 : Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV Anteproyecto 6 : Repotenciación 2 de Líneas de Transmisión 220 kV
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I. 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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II. 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 2006:
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
Requerimientos Mecánicos Considerar lo señalado en el Código Nacional de
Electricidad – Suministro 2011
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
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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 Potencia de diseño de la línea se determina para 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). Sin embargo la
línea deberá poder operar a la temperatura máxima del conductor
(75 ºC) para el cual deben respetarse las distancias de seguridad.
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).
2.2 SUBESTACIONES
Características 220 kV 500 kV
Tensión máxima de servicio (kV) 245 550
Impulso atmosférico BIL (kV) 950 (ver nota 1) 1550 (ver nota 1)
Impulso por maniobra SIL (kV) -- 1175
Niveles mínimos de corriente de cortocircuito (kA)
40 y 63 kA (Ver Nota 2)
40
Configuración Doble barra con simple interruptor y seccionador de transferencia
Interruptor y Medio
Distancias mínimas Según IEC-60071-2
Según IEC-60071-2
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
Dimensionamiento de barras por ampacitancia y cortocircuito
Para condiciones de máxima carga futura en escenarios de máxima transferencia.
Emplazamiento Tomar en cuenta los proyectos consignados en el Plan de Transmisión y Plan Transitorio y agregarle un 30% para celdas futuras, de no tener información prevér como mínimo un espacio del 100%.
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Notas:
1. Valores normalizados hasta 1000 msnm, para emplazamientos a
alturas superiores se deberá ajustar de acuerdo a lo establecido en la
norma IEC-60071-1. Dicha corrección será evaluada en etapas
posteriores y no en el ANTEPROYECTO.
2. En la Subestación Carapongo el nivel mínimo de corriente de
cortocircuito (kA) será de 63 kA.
Sistema de Control Tipo Distribuido, con casetas de control 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.
Sistema de Protección Según Requisitos Mínimos de Protección del COES
Sistema de Comunicaciones Sistema Principal : Fibra Optica (OPGW) Sistema de Respaldo : Onda Portadora Digital
Sistema de Automatización y Telecontrol Subestaciones Telecomandadas con facilidades para su operación desde la sala de control local.
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.
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III. 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
implementación del enlace Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo
se logrará una alta confiabilidad a la demanda y la generación del Sur.
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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 encargo 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 (*)
376.4
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
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.
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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 encargo 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.
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
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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.
Por esta razón, se encargo 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
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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
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 encargo 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
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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 encargo 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
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.
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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 encargo 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 1 de Líneas de Transmisión 220 kV
1.1
No incluye IGV
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COES
IV. 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.
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Transmisión 2013 - 2022”
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COES
4.1.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
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Transmisión 2013 - 2022”
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COES
Fig. Nº 01: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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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
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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.
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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.
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COES
Fig. Nº 02: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones
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COES
Cuadro Nº 01: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones
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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)
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COES
Fig. Nº 03: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y
subestaciones
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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.
4) Ampliación 220 kV de Subestación Yanango existente.
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COES
4.2.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 04 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
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Transmisión 2013 - 2022”
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COES
Fig. Nº 04: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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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
Cross Rope.
A ser definidos por el
consultor
Reticuladas de acero
galvanizado
A ser definidos por el
consultor
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Transmisión 2013 - 2022”
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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.
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.
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COES
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.
4.2.6 Presupuesto
En el cuadro Nº 02 se adjunta el costo estimado de implementación del
Proyecto.
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COES
Fig. Nº 05: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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COES
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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)
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COES
Fig. Nº 06: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV
y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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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.
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Transmisión 2013 - 2022”
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4.3.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 07 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
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Transmisión 2013 - 2022”
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COES
Fig. Nº 07: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 38
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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
Cable de Guarda
- Nº de cables
- Tipos
2
EHS y OPGW
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 39
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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 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.
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:
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 40
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
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Versión Preliminar
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 08: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Cuadro Nº 03: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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
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.
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Marzo-2012
COES
Fig. Nº 09: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y
subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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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.
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Transmisión 2013 - 2022”
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COES
4.4.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 10 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Marzo-2012
COES
Fig. Nº 10: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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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
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Transmisión 2013 - 2022”
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Marzo-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.
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Transmisión 2013 - 2022”
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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.
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COES
Fig. Nº 11: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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COES
Cuadro Nº 04: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Marzo-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)
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Transmisión 2013 - 2022”
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Marzo-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
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
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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.
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 13: Diagrama Unifilar de Ampliación de subestación Montalvo 2 500/220 kV
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 58
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Cuadro Nº 05: Resumen de Presupuesto Estimado Ampliación de Subestación Montalvo 2 220/500 kV
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 59
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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)
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 60
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 14: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación de la SE Montalvo 2 500/220 kV
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 61
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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.
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 62
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COES
Fig. Nº 15: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 63
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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
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
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Versión Preliminar
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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 –
Paragsha – Conococha – Huallanca – Cajamarca Norte – Cerro Corona –
Carhuaquero y Subestaciones” del Titular ABENGOA Transmisión Norte.
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Transmisión 2013 - 2022”
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Versión Preliminar
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COES
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.
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Transmisión 2013 - 2022”
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Versión Preliminar
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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.
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Transmisión 2013 - 2022”
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Versión Preliminar
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COES
Cuadro Nº 06: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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Versión Preliminar
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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)
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Transmisión 2013 - 2022”
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 69
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Fig. Nº 17: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y
subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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Versión Preliminar
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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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 18: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 72
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo.
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
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.
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 74
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 75
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 19: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 76
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Cuadro Nº 07: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 77
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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)
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 78
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 20: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y
subestaciones
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 79
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 80
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 21: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 81
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 82
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 83
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 84
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 22: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 85
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Cuadro Nº 08: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 86
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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)
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 87
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 23: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y
subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 88
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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.
4.9.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 24 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 89
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 24: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 90
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo.
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Transmisión 2013 - 2022”
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 91
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
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.
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.
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Transmisión 2013 - 2022”
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
4.9.6 Presupuesto
En el cuadro Nº 09 se adjunta el costo estimado de implementación del
Proyecto.
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Transmisión 2013 - 2022”
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 22: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Piura - Talara 220 kV (3era Terna) y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 94
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Cuadro Nº 09: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 95
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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)
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Transmisión 2013 - 2022”
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Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 26: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y
subestaciones
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Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 97
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 98
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
4.10.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 27 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 99
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 27: Diagrama Unifilar del Seccionamiento de la línea de transmisión Mantaro – Independencia 220 kV en Huancavelica
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 100
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 101
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 102
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Cuadro Nº 10: Resumen de Presupuesto Estimado del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Mantaro – Independencia 220 kV en
Huancavelica
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 103
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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)
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 104
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 105
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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.
4.11.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 29 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 106
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Fig. Nº 29: Diagrama Unifilar del Seccionamiento de la línea de transmisión Chiclayo – Piura 220 kV en La Niña
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 107
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 108
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
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.
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 109
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012
COES
Cuadro Nº 11: Resumen de Presupuesto Estimado del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Chiclayo – Piura 220 kV en La Niña
Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de
Transmisión 2013 - 2022”
08/04/2012
Versión Preliminar
Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 110
Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-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)
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Transmisión 2013 - 2022”
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Fig. Nº 30: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Chiclayo – Piura
220 kV en La Niña
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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.
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Fig. Nº 31: Diagrama Unifilar de Ampliación de subestación Carapongo 500/220 kV – 2da Etapa
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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
Cable de Guarda
- Nº de cables
- Tipos
2
EHS y OPGW
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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.
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Cuadro Nº 12: Resumen de Presupuesto Estimado Ampliación de Subestación Carapongo 220/500 kV – 2da Etapa
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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)
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Fig. Nº 32: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación de la SE Carapongo 500/220 kV – 2da Etapa
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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.
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).
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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.
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Fig. Nº 33: Diagrama Unifilar de la línea a reforzar
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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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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 14: 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.
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.
1 Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81
2 Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81
3 Pomacocha - San Juan L-2205 113,62
4 Pomacocha - San Juan L-2206 113,62
5 Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47
6 Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47
7 Huancavelica - Independencia L-2203 181,32
8 Huancavelica - Independencia L-2231 181,32
9 Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14
10 Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14
11 Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72
12 Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72
13 Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46
14 Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75
15 Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082 754.233
ITEM LINEAPresupuesto (US$)
Longitud (km)Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)
180 MVA 190 MVA 200 MVA
603.994 615.724
299.049 307.480 316.492
594.957
478.778 494.331 510.779
293.469 298.242289.847
221.890 222.553 223.220
333.234 342.750 352.268
419.949 423.843
1.048.564 1.052.625 1.067.908
416.057
323.068 324.916 333.693
161.775 190.645145.755
515.534 521.637 529.839
167.833 169.561 171.288
903.036 949.796
3.879.538 4.063.353 4.206.475
TOTAL ( US$ )
Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511 10.944.445
100% 103% 106%
864.776
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COES
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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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