ANTEPROYECTO DEL REFORZAMIENTO DEL SISTEMA NORTE CON UN SEGUNDO CIRCUITO DE TRANSMISIÓN ENTRE TALARA Y PIURA

Transcripción

1 ANTEPROYECTO DEL REFORZAMIENTO DEL SISTEMA NORTE CON UN SEGUNDO CIRCUITO DE TRANSMISIÓN ENTRE TALARA Y PIURA Dirección General de Electricidad Lima, diciembre 2009

2 INDICE 1. INTRODUCCIÓN OBJETO MATERIAL DE LOS SOPORTES DE LA LINEA RUTA DE LA LINEA PIURA TALARA SECTORES DE POSIBLE DIFICULTAD PARA LA GESTIÓN DE SERVIDUMBRE AMPLIACIÓN DE LAS SUBESTACIONES EXISTENTES SELECCIÓN DEL CONDUCTOR SELECCIÓN DEL CABLE DE FIBRA OPTICA DEFINICIÓN DE NIVELES DE AISLAMIENTO Y SELECCION DEL AISLADOR ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SUMINISTRO ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MONTAJE ELECTROMECANICO Y OBRAS CIVILES PARÁMETROS MÍNIMOS DE LA LINEA Requerimientos de Diseño Conductor Aislamiento Cable de Fibra Óptica Límites de Radiaciones No Ionizantes Límites de Radio Interferencia y Ruido Audible Distancias Mínimas de Seguridad ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS LINEAS DE TRANSMISIÓN ANEXOS: ANEXO N 1: Diagrama Unilifar del Proyecto ANEXO N 2: Trazo de Ruta de la Línea ANEXO N 3 Registro Fotográfico ANEXO N 4: Esquemas de llegada y salida de las subestaciones ANEXO N 5: Evaluación Económica del conductor ANEXO N 6: Distancias Mínimas en el aire y selección del aislador ANEXO N 7: Especificaciones Técnicas de Suministros ANEXO N 8: Especificaciones Básicas de Montaje Electromecánico y Obras Civiles 2/17

3 ANTEPROYECTO DEL REFORZAMIENTO DEL SISTEMA NORTE CON UN SEGUNDO CIRCUITO DE TRANSMISIÓN ENTRE TALARA Y PIURA 1. INTRODUCCIÓN De los análisis efectuados por el Ministerio de Energía y Minas se ha determinado la necesidad de implementar un segundo circuito de transmisión entre las Subestaciónes Piura Oeste y Talara, en 220 kv, en simple terna, de 102,1 km de longitud aproximada y una capacidad de transmisión nominal de 180 MVA. Mediante la Resolución Ministerial N MEM/DM, del 31 de marzo del 2007, se incluyó en el Plan Transitorio de Transmisión el Reforzamiento del Sistema Norte con un Segundo Circuito. El reforzamiento consiste básicamente en la implementación de una nueva línea denominada LT 220 kv Piura Talara y subestaciones Asociadas. Este Proyecto permitirá garantizar el suministro de energía de manera oportuna y confiable para la zona Norte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), requiriéndose su puesta en operación comercial para el año Para la definición de la nueva línea en 220 kv entre la S.E. Piura Oeste y la S.E. Talara se ha procedido con seleccionar el tipo de material de las estructuras (madera o reticulado de acero), definir una posible ruta para la línea, recomendar el conductor mas apropiado para la operación, establecer los niveles de aislamiento y determinar los parámetros técnicos mínimos que debe cumplir la línea del Proyecto. Asimismo, se incluyen las especificaciones técnicas de suministro y las especificaciones básicas de montaje electromecánico y obras civiles. 2. OBJETO El objeto del Anteproyecto es determinar las características técnicas básicas de la línea de transmisión y de las ampliaciones de las subestaciones existentes, que forma parte del Reforzamiento del Sistema Norte con un Segundo Circuito de Transmisión entre Talara y Piura. Los resultados de este anteproyecto, permitirá establecer los lineamientos específicos para la definición del anexo técnico del Contrato de Concesión correspondiente. 3. MATERIAL DE LOS SOPORTES DE LA LINEA Las alternativas de material de los soportes que pueden considerarse adecuadas para esta línea son: Estructuras reticuladas de acero y Estructuras de madera También puede analizarse estructuras metálicas tubulares Las dos primeras soluciones se emplean actualmente para los tramos de líneas existentes de la siguiente manera: 3/17

4 LT 220 kv Piura Oeste Talara (L-2248) existente, emplea estructuras de madera en todo su recorrido con excepción de la única estructura reticulada de acero en el cruce del río Chira. LT 220 kv Talara Zorritos (L-2249) existente, emplea estructuras reticuladas de acero, con excepción del tramo inicial y final de la línea, donde, de un total de 340 estructuras, 32 son de madera a la llegada a la S.E. Zorritos y 35 a la salida de la S.E. Talara. Comparando precios actuales de soportes de suspensión tipo H en madera para simple circuito con los de una torre metálica equivalente, resulta que tanto para una como para la otra solución convencional el suministro CIF (Puerto del Callao) representaría aproximadamente 8000 dólares americanos. Sin embargo, la necesidad de habilitar las diversas piezas metálicas en acero inoxidable y una mayor vulnerabilidad de la estructura de madera frente a atentados hacen de esta una solución más cara. Los nuevos circuitos del proyecto que mantendrán una ruta sensiblemente paralela a las líneas existentes, podrían repetir en forma paralela la solución del material de los soportes de dichas líneas existentes. Sin embargo, teniendo en cuenta que la solución en estructuras reticuladas de acero puede ser mas económica que la alternativa en postes de madera, se ha investigado sobre la experiencia reciente del comportamiento de las estructuras reticuladas de acero instaladas en el área del proyecto y se ha reunido la siguiente información de campo: El comportamiento de las estructuras existentes tanto en la S.E. Talara como en la S.E. Zorritos, que se encuentran próximos al litoral y sometidos a un permanente ambiente marino, es bueno porque se mantienen en buen estado bajo una frecuencia de pintado de las mismas cada 8 años. En cambio, las estructuras de la S.E. Piura, que se encuentra distante del mar, se mantienen también en buen estado bajo una frecuencia de pintado cada 10 años. Esto según información de funcionarios de Red de Energía del Perú (REP). Por otro lado, se ha observado, durante la visita de inspección de las líneas existentes, que el estado de conservación de las estructuras reticuladas de acero de la LT 220 kv Talara - Zorritos es bastante bueno, considerando que no han recibido todavía ningún tratamiento después de casi 10 años de instaladas. Solamente se ha notado que los pernos y tuercas presentan señales de oxidación, vulnerabilidad que contrasta con los perfiles de acero que se mantienen en buen estado. Podría considerarse que el galvanizado de los pernos habría requerido una especificación más exigente. Estos resultados nos llevan a la conclusión que las torres de acero galvanizado, con especificaciones similares a las existentes, pueden operar satisfactoriamente en el ambiente del área del Proyecto y representan una solución apropiada para la línea. 4. RUTA DE LA LINEA PIURA TALARA En el Anexo N 1, se aprecia la configuración del Proyecto, en donde se establece la implementación de un segundo circuito entre la S.E. Piura Oeste y la S.E. Talara. En el Anexo N 2 se presenta la Ruta de la nueva LT 220 kv Piura Talara, la cual se describe a continuación: 4/17

5 El trazo de esta nueva línea desde la salida de la S.E. Piura se mantiene paralela a la línea existente Piura Oeste Talara (L-2248), a una distancia de 40m. aproximadamente y de esa manera es posible aprovechar la trocha carrozable que corre longitudinalmente a la largo de la línea existente para su mantenimiento. En este tramo el área que recorre se denomina el desierto de Piura y la característica predominante de los suelos del recorrido de esta línea es del tipo limo arenoso con presencia de algarrobos como vegetación principal a lo largo de la ruta propuesta. Entre el V2 (vértice 2) y el V3, antes del cruce del río Chira la línea proyectada cruza aproximadamente por el kilómetro 10 de la carretera Paita - Sullana y luego pasa cerca de un reservorio elevado de agua (que abastece a las localidades de Sojo y Chalaco) desde donde se divisa al Oeste, a 3 km. aproximadamente, la torre metálica de la línea existente que atraviesa el río Chira. El eje de la línea proyectada pasa a 500 metros del mencionado reservorio de agua y cruza luego el río Chira en un sector de estrechamiento del río que facilitará dicho cruce. El cruce del río Chira se ubica a 35 km al Norte de la S.E. Piura Oeste. Esta propuesta de cruce resuelve al mismo tiempo la menor distancia entre las riveras del río y en lado Norte del río, evita las poblaciones de Tangarara y Monterón. Después del Chira, entre el V3 y el V4, se extienden terrenos de cultivo, principalmente de arroz y luego la ruta propuesta cruza la Panamericana Norte entre los pueblos Ventarrones y Molino Unión para ubicarse en la margen derecha de dicha carretera, mientras que la línea existente se mantiene en la margen izquierda de la Panamericana Norte. De esta manera la ruta propuesta de la nueva línea evita también cruzar poblaciones de la margen izquierda. Su recorrido es sobre una topografía ondulada, con suelos de la misma característica limo arenoso. Entre el V4 y V5 se aprecia el proceso de habilitación de extensas áreas destinadas al cultivo de etanol cuyo atravesamiento requerirá de gestiones específicas al respecto. El terreno presenta colinas no muy pronunciadas y se observa la existencias de canales de regadío, de igual modo se aprecia también que el mismo se presta para la construcción de trochas carrozables para la construcción y el mantenimiento de la línea. Faltando 30 km. para llegar a Talara, entre el V6 y el V7, el eje proyectado se mantiene en la margen derecha de la carretera Panamericana y en ese tramo la línea existente después de cruzar la Panamericana hace también su recorrido en la misma margen derecha, paralelo a la línea proyectada. Entre el V8 y V9, faltando 14 km. para llegar a S.E. Talara, la línea proyectada cruza a la línea existente ubicándose al Sur y paralela a esta. En la S.E. Talara, existe el espacio para la construcción e implementación de una bahía la cual recibirá el circuito proyectado. En el Anexo N 3, se presenta un Registro Fotográfico, donde se aprecia la ruta de la línea existente (L-2248) y parte de la ruta de la nueva línea. 5. SECTORES DE POSIBLE DIFICULTAD PARA LA GESTIÓN DE SERVIDUMBRE Conforme se ha mencionado en la descripción de la ruta de la línea, existen sectores cuya servidumbre deberá gestionarse de forma especial y con la debida anticipación. Dichos sectores son los siguientes: 5/17

6 En el tramo entre el V2 y el V3 existe en ambos márgenes del río Chira extensas zonas de sembrío, principalmente de arroz, que representan aproximadamente unos 4 a 5 km. de longitud de línea. De otro lado, entre el V4 y el V5, se aprecia que extensas áreas de terreno, contiguo al margen derecho del valle del Chira, se están habilitando para el sembrío de especies para la producción de etanol. Se sabe que existe más de un interesado en explotar estas tierras con tal finalidad. En el momento que se decida la construcción la línea, será necesario gestionar la servidumbre sobre sembríos de tal naturaleza. 6. AMPLIACIÓN DE LAS SUBESTACIONES EXISTENTES Se ha verificado que en las subestaciones Piura Oeste y Talara existen espacios para la efectuar la ampliación correspondiente. Ambas subestaciones existentes, deberán ser ampliada para permitir la conexión de la nueva línea LT 220 kv Piura Talara. La ampliación básicamente consiste en efectuar, para cada subestación, el equipamiento de una celda de línea en 220 kv del tipo convencional y la ampliación de los pórticos y barras en 220 kv para una configuración doble barra. En el Anexo N 4, se muestran los posibles esquemas de conexión de la línea con las subestaciones Piura Oeste y Talara, sin embargo será de responsabilidad de la Sociedad Concesionario efectuar las coordinaciones necesarias con el Concesionario de las subestaciones existentes y definir la conexión final de la misma. 7. SELECCIÓN DEL CONDUCTOR El material del conductor que se ha seleccionado en el presente estudio corresponde al tipo ACAR, el cual es una combinación de alambres de aluminio y de aleación de aluminio, que tienen un buen comportamiento en zonas costeras del Perú. Cabe mencionar que una alternativa seria el conductor tipo Aero Z, por ser un conductor con una superficie exterior totalmente liza que produce menores pérdidas corona, ruido audible y radio interferencia. Sin embargo, la desventaja del Aero Z es que actualmente existe un solo proveedor en el mundo y por tanto, el costo de suministro respecto al conductor tipo ACAR recomendado es aproximadamente 1,5 veces más caro. En todo caso la Sociedad Concesionaria, que resulte favorecida con la licitación, podrá evaluar el uso de este conductor únicamente para las zonas de alta contaminación. 7.1 Sección Óptima del Conductor Para la determinación de la sección óptima del conductor se tomaron las siguientes consideraciones: 6/17

7 a) Diámetro mínimo, para lograr que las pérdidas por efecto corona sean mínimas, el conductor seleccionado deberá cumplir con un máximo gradiente superficial de 16 kvrms/cm. Para la selección del conductor por condiciones de gradiente superficial, se debe tener en cuenta previamente que la sección mínima debe ser aquella que esta por encima del diámetro que produce el gradiente crítico de inicio de efecto corona. Es decir, el gradiente superficial del conductor elegido debe ser menor a 16 kvrms/cm. El valor de g para un conductor por fase se obtiene según: g = kvllx1,05 D δ 3r ln r Siendo: kvll: Voltaje entre fases en kv: 220 r : El radio del conductor en cm D: Distancia media geométrica entre fases en cm g: Gradiente en kvrms/cm δ: Densidad del aire Se calcula δ para la condición de altitud en la zona más alta que corresponde a la línea. δ = 3,926 y x10^ Log, t Siendo y = altitud en m: 500 Luego t = temperatura en ºC: 25 δ = 0,939 Calculando para varios diámetros de conductor se halla que para r=1,424 cm y D=781 cm se obtiene 220x1,05 g = = 15,81kV / cm 781 0,939x 3x1,424 ln 1,424 Este diámetro corresponde a un cable de 950 MCM (481 mm 2 ) siendo esta la sección mínima. b) Por nivel de pérdidas máximas por efecto Joule; debido a que las líneas en estudio son de longitudes largas, el costo de pérdidas Joule durante la operación del Proyecto tendrá una incidencia importante en los costos operativos del SEIN. c) Las pérdidas en vacío, que es debido a fugas en los aisladores y pérdidas corona, se considerarán constantes independientemente de la carga que transporte la línea. 7/17

8 El procedimiento consistió en: c.1) Con los valores de Potencia Nominal se determinaron las pérdidas de potencia Joule para diferentes secciones de conductor. Para lo cual se asume un factor de potencia igual a 1.0 y una temperatura en el conductor de 50ºC. La fórmula de cálculo para verificar el nivel de pérdidas Joule por cada circuito será: Pérdidas = (Pnom/Vnom) 2 x R Donde: Pnom = Capacidad o Potencia nominal del tramo de línea por circuito Vnom = Tensión nominal de la línea (220 kv) R = Resistencia total del tramo de línea por fase a la temperatura de 50ºC y frecuencia de 60 Hz c.2) Se determinaron las pérdidas de energía correspondientes, asumiendo valores representativos de factor de carga anual y factor de pérdidas. Para la determinación de las pérdidas de energía Joule se emplea la siguiente fórmula: Pérdida de Energía = Pérdida de Potencia x N Horas año x fp. fp = 0,3 fc + 0,7 fc 2 Donde: fp : Factor de Pérdida fc : Factor de Carga Las pérdidas de energía se calcularon asumiendo que las líneas están con tensión las horas al año. c.3) Se valorizaron las pérdidas anuales, asumiendo un costo medio de potencia igual a 96,0 US$/MW-año y costo de energía promedio 32,0 US$/MWh. c.4) Se calculó el valor presente de los costos de las pérdidas a la tasa de descuento de 12 % anual, para una vida útil de las instalaciones de 30 años. Como resultado se obtiene el valor presente del costo de las pérdidas para cada sección de conductor. c.5) Los valores anteriores se compararon con el costo de inversión referencial. Luego se seleccionó la sección del conductor que corresponde al de menor costo agregado: costo de inversión referencial más pérdidas. En resumen de acuerdo al costo total de inversión, convertido a valor presente por km, para una línea en 220 kv en función de la sección se evalúa: Costo total=costo instalación +pérdidas. Las pérdidas tienen 2 componentes: - Cargo por demanda (US$/kW) - Cargo por energía (US$/kWh) Los resultados se muestran en el gráfico siguiente y el detalle del cálculo se aprecia en el Anexo N 5: 8/17

9 DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR INVERSION (Miles US$) Pérdidas Inversión Costo Total SECCION DE CONDUCTOR (mm 2 ) SECCIÓN DEL CONDUCTOR (mm 2 ) COSTO DE PERDIDAS (Miles US$) COSTO DE INVERSION (Miles US$) COSTO TOTAL (Miles US$) Con el resultado obtenido de la sección óptima se tiene la siguiente configuración: DESCRIPCIÓN Nº de Ternas Nº de Conductores por fase Potencia Nominal Sección del Conductor (mm 2 ) Longitud aproximada (km) Piura Talara ,10 Características del Conductor Seleccionado Las características del conductor seleccionado son las siguientes: Denominación : ACAR 1100MCM (557 mm 2 ) Diámetro : 30,65 mm Masa lineal : 1,537 kg/m Sección : 557 mm 2 Tiro de rotura : kg Máx. resistencia a 20 C : 0,0544 ohms/km Capacidad de corriente : 917 A Módulo de elasticidad final : 6000 kg/mm 2 Coeficiente de dilatación : 23x10-6 C -1 9/17

10 7.2 Capacidad de Corriente o Ampacitancia Una vez establecida la sección óptima del conductor se verifica este por capacidad de transporte y temperatura máxima, estableciéndose para ello lo siguiente: Capacidad de Diseño de conductores Se establece que la capacidad de diseño de los conductores debe ser 250 MVA. Es decir, en caso de requerirse, la capacidad de transmisión ó nominal se podrá incrementar hasta la capacidad de diseño con la adición de equipos de compensación reactiva. La Potencia de Diseño se utilizará para verificar la ampacitancia del conductor bajo un límite de 70ºC y establecer las distancias de seguridad respecto al terreno (considerando además el alargamiento creep). Capacidad de Emergencia o Sobrecarga de corta duración Las líneas deben estar en condiciones de tolerar una sobre carga de 30% respecto de su Capacidad de Diseño, por un periodo de 30 minutos. Durante el tiempo que dure la emergencia la inercia del calentamiento del conductor no debe afectar las distancias de seguridad. Se considera que en el transcurso de los 30 minutos el COES deberá haber efectuado las maniobras correctivas para reducir el flujo en la línea hasta el valor de la potencia de diseño. Por lo tanto, la capacidad de sobrecarga de corta duración para las líneas en estudio debe ser 325 MVA. La Potencia de Emergencia se utilizará para verificar la ampacitancia y la máxima temperatura del conductor, la misma que debe ser menor a la admisible en dichas condiciones. Los parámetros a utilizar para determinar la capacidad de transporte y la máxima temperatura en el conductor son los siguientes: Temperatura ambiente máxima : 40 ºC Velocidad de viento : 0,61m/ seg. Emisividad del conductor (e) : 0,70 Coeficiente de absorción solar (a) : 0,90 Estas condiciones son las más desfavorables para estimar la capacidad de corriente, debido a que se considera un conductor con ciertos años de uso. Las temperaturas que alcanza el conductor para la capacidad de diseño y de emergencia, son las que se muestran en el siguiente Cuadro: Condición Potencia Corriente Temperatura (Amp.) ( C) Capacidad de Diseño Capacidad de Emergencia Las cuales son perfectamente admisibles por el conductor seleccionado. Sin embargo, para la verificación de las distancias de seguridad en la condición de 10/17

11 emergencia, por ser una condición excepcional, se ha efectuado un cálculo considerando la temperatura ambiente media (25 C), obteniéndose como resultado una temperatura de 64 C en el conductor; lo que resultaría una menor flecha comparada con la condición normal de diseño (a temperatura ambiente máxima). Por lo tanto, se concluye que la condición en emergencia no implicaría problema de distancias de mínima seguridad. De los resultados obtenidos, se obtiene las siguientes características de la línea: Nº de Ternas Nº de Conductores por Fase Potencia Nominal Potencia de Diseño Potencia de Emergencia Sección del Conductor (mm 2 ) Longitud (km) ,10 8. SELECCIÓN DEL CABLE DE FIBRA OPTICA Para dotar de un medio para el sistema de telecomunicaciones, se utilizará un cable de guarda de fibra óptica. Tomando en cuenta las condiciones ambientales (temperatura mínima 20º y máxima 40º) de la zona y los esfuerzos a los cuales se encontrará sujeto el cable de fibra óptica se selecciona el tipo OPGW, la cual a su vez brinda una protección contra alguna eventual descarga atmosférica (escaso en la zona del proyecto). Tipo : OPGW Número de fibras : 24 fibras ópticas Diámetro exterior : 14,70 mm. Sección nominal : 106 mm2 Tense de rotura : kg. Resistencia eléctrica : 0,37 ohm/km. Resistencia a cortocircuito : > 60 ka2s Tomando en cuenta prácticamente que no hay descargas atmosféricas en la zona, la separación entre el cable de fibra óptica y los conductores será la recomendada según la el CNE (Regla 233.C.2 Tabla 233-1). 9. DEFINICIÓN DE NIVELES DE AISLAMIENTO Y SELECCION DEL AISLADOR Según Normas IEC para 220 kv se adoptan los siguientes niveles básicos para altitudes menores a 1000 msnm: Tensión Nominal de operación : 220 kv Tensión Máxima de operación : 245 kv Tensión sostenimiento a la sobretensión de maniobra : 750 kv 11/17

12 Tensión sostenimiento a la sobretensión de atmosférica : 1050 kv Distancias de Aislamiento en el Aire Se establece las siguientes distancias: Por sobretensión de Maniobra : 1,70m Por sobretensión de Impulso : 2,10m Por sobretensión a Frecuencias Industriales : 0,35m El procedimiento de Cálculo se muestra en el Anexo Nº 6. Estas distancias de seguridad, será considerada para dimensionar la cabeza de la torre con viento máximo. Las distancias mínimas en aire con las que se diseña la cabeza de la torre son las de Sobretensión de Impulso de Rayo (Mayor a la sobretensión de Maniobra) y las de sobretensión a frecuencia industrial las cuales son: Distancia estándar (Impulso de rayo) : 2,10 Distancia mínima (Frecuencia Industrial) : 0,35 En el diseño de la configuración geométrica de la torre de suspensión se adoptará las distancias mínimas en el aire bajo el siguiente concepto: Distancia estándar: Para un ángulo de oscilación de la cadena de hasta 20. Para sobretensiones a impulso de rayo. Mínima distancia: Para un ángulo de oscilación de 60 y viento máximo. Para sobretensiones a frecuencia industrial. Y para el diseño de la configuración geométrica de la torre angular y terminal se adoptará: Distancia estándar: Para un ángulo de oscilación de la cadena de hasta 15. Para sobretensiones a impulso de rayo. Mínima distancia: Para un ángulo de oscilación de 50 y viento máximo. Para sobretensiones a frecuencia industrial. Selección del Aislador En la visita de campo realizada a la zona del proyecto se observo que los aisladores existentes que son del tipo polimérico los cuales recientemente habían sido reemplazados presentaban degradación en su superficie, razón por la cual, se recomienda utilizar aisladores de vidrio. La selección de los aisladores se realizará tomando en cuenta el aspecto eléctrico y mecánico, es decir se selecciona en base a: a. Diseño por sobretensión a la frecuencia industrial 12/17

13 b. Diseño por sobretensión de impulso de tipo rayo c. Diseño por distancia de fuga d. Diseño por esfuerzos mecánicos La atmósfera de la zona donde se encuentran las líneas de 220 kv se consideran que tienen una relativa alta contaminación, por su cercanía a la costa y ausencia de lluvias en el lugar. Por tanto se puede establecer una línea de fuga específica de 31 mm/kv de acuerdo a Norma IEC-815, que representa un requerimiento de línea de fuga que alcanza a 7595 mm para la cadena completa. Del cálculo de los criterios establecidos (mostrados en el Anexo Nº 6) se elige aisladores antifog de 146 x 280 mm con una línea de fuga de 445 mm, el número de aisladores requeridos es 17 en cadenas de suspensión y 18 en cadenas de anclaje. En cuanto a la carga mecánica de los aisladores, teniendo en cuenta las cargas actuantes del conductor seleccionado, se ha establecido como carga mínima de rotura 120 kn. 10. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SUMINISTRO En el Anexo Nº 7, se adjuntan las especificaciones de suministro de los componentes principales del proyecto de la línea. 11. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MONTAJE ELECTROMECANICO Y OBRAS CIVILES En el Anexo Nº 8, se adjuntan las especificaciones de montaje electromecánico y obras civiles típicas. 12. PARÁMETROS MÍNIMOS DE LA LINEA 12.1 Requerimientos de Diseño La Línea de Transmisión 220 kv que forma parte del estudio deberá tener la potencia de diseño y las pérdidas de potencia de acuerdo a los valores mostrados en el siguiente cuadro: Nº de Ternas Nº de Conductore s Por Fase Potencia Nominal Potencia de Diseño Potencia de Emergencia % Pérdidas máximo a Potencia de Diseño Longitud (km) ,3 102,1 Así mismo, el diseño del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda, la puesta a tierra y el uso de materiales deberá ser tal que las salidas de servicio que excedan las tolerancias serán penalizadas, según se indica en las Directivas y Procedimientos de OSINERGMIN, establecidas para el efecto y que no excluyen las 13/17

14 compensaciones por mala calidad de suministro o mala calidad del servicio especificados en la NTCSE Conductor Se recomienda que el conductor a emplear en la LT 220 kv Piura Talara sea del tipo ACAR de 1100 MCM (557 mm 2 ) de sección Aislamiento Se adoptan los siguientes niveles básicos para altitudes menores a 1000 msnm: Tensión Nominal de operación : 220 kv Tensión Máxima de operación : 245 kv Tensión sostenimiento a la sobretensión de maniobra: 750 kv Tensión sostenimiento a la sobretensión de atmosférica: 1050 kv En cuanto a los aisladores se recomienda utilizar cadenas de aisladores de vidrio antifog 146 x 280 mm, con una línea de fuga de 445 mm y carga de rotura mínima de120 kn. Las cadenas estarán conformadas por: Cadenas de Suspensión: 17 unidades Cadenas de Anclaje: 18 unidades Cadenas de paso: 17 unidades Cable de Fibra Óptica El cable de fibra óptica recomendado es tipo OPGW de las siguientes características: Tipo : OPGW Número de fibras : 24 fibras ópticas Diámetro exterior : 14,70 mm. Sección nominal : 106 mm 2 Tense de rotura : kg. Resistencia eléctrica : 0,37 ohm/km. Resistencia a cortocircuito : >60 KA 2 s 12.5 Límites de Radiaciones No Ionizantes Conforme al Código Nacional de Electricidad-Utilización 2006 en su Anexo Nº C.4.2, el conductor seleccionado, debe ser verificado comprobando los valores máximos admisibles siguientes: 14/17

15 Intensidad de campo eléctrico a 1 metro sobre el suelo (CE): 4,2 kv/m Intensidad de campo magnético a nivel del suelo (CM) : 833 mg o 67 A/m 12.6 Límites de Radio Interferencia y Ruido Audible Conforme al Código Nacional de Electricidad-Utilización 2006 en su Anexo Nº C.3.3, los valores máximos admisibles son los siguientes: Radio interferencia al nivel del suelo (RI) : 42 db/1µv/m Ruido audible a nivel del suelo (RA) : 60 dba 12.7 Distancias Mínimas de Seguridad Las distancias de seguridad, calculadas a la máxima temperatura en el conductor y luego de un creep de 25 años serán las especificadas en la tabla 232-1a del CNE- Suministro. 13. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS LINEAS DE TRANSMISIÓN a) El Concesionario será responsable de la selección de la ruta y recorrido de las líneas de transmisión, incluyendo lo relacionado a la construcción de accesos, para lo cual deberá ceñirse a las normas vigentes y entre otros deberá considerar: a.1) Gestión de los derechos de servidumbre y el pago de las compensaciones a los propietarios o posesionarios de los terrenos, para lo cual el Concedente podrá colaborar en las tareas de sensibilizar a los propietarios, a fin de tener una gestión de servidumbre expeditiva. a.2) La faja de servidumbre deberá cumplir con las normas nacionales. a.3) Obtención del CIRA (certificación del INC sobre no afectación a restos arqueológicos). a.4) Elaboración del Estudio de Impacto Ambiental y su plan de monitoreo, el que deberá contar con la aprobación de las entidades públicas correspondientes. a.5) Obtención de la concesión de transmisión. b) Las líneas deben cumplir como mínimo los requisitos del CNE-Suministro 2001 Voltaje de operación nominal : 220 kv Voltaje máximo de operación : 245 kv Voltaje de sostenimiento de maniobra : 750 kv Voltaje de sostenimiento al impulso atmosférico : 1050 kv Para altitudes mayores a 1000 m, los valores anteriores deberán ser corregidos por altitud. 15/17

16 Las distancias de seguridad en los soportes y el aislamiento deberá corregirse por altitud. El aislamiento en zonas contaminadas o donde la lluvia es escasa deberá verificarse por línea de fuga c) Se deberán cumplir con los siguientes valores eléctricos : c.1) Máximo gradiente superficial en los conductores: 16 kvrms/cm. Los valores indicados se corregirán por altitud si es necesario. c.2) Límites de radiaciones no ionizantes para exposición poblacional según el Anexo C4.2 del CNE-Utilización c.3) Ruido audible al límite de la servidumbre para zonas residenciales según el Anexo C3.3 del CNE Utilización d) Capacidad mínima de transmisión de la línea: Nº de Ternas Nº de Conductor espor Fase Capacida dnomina l Capacidad de Diseño Longitud aproximad a (km) ,10 Los valores de Capacidad Nominal, o Potencia Nominal, corresponden a la operación normal, continua y en régimen permanente, y serán utilizados para efectos de operación de las instalaciones por el COES. Capacidad de diseño de los conductores: Es la capacidad de transmisión limitada por el calentamiento del conductor por ampacitancia bajo un límite de 70ºC y por las tolerancias permitidas para distancias de seguridad. El dimensionamiento de los conductores y la verificación de las distancias respecto al terreno, deberá permitir operar cada circuito de manera continua como mínimo hasta el valor de diseño indicado. En caso de requerirse, la capacidad de transmisión nominal podrá incrementarse hasta la capacidad de diseño con la adición de equipos de compensación reactiva. Capacidad de sobre carga de corta duración: Las líneas deben estar en condiciones de tolerar una sobrecarga de 30%, respecto al valor de capacidad de Diseño, por un periodo de 30 minutos, e) Distancias de seguridad, calculadas a la máxima temperatura en el conductor y luego de un creep de 25 años serán las especificadas en la tabla 232-1a del CNE- Suministro. f) El diseño del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda, la puesta a tierra y el uso de materiales deberá ser tal que las salidas de servicio que excedan las tolerancias serán penalizadas, según se indica en las Directivas y Procedimientos de OSINERGMIN, establecidas para el efecto y que no excluyen las compensaciones por mala calidad de suministro o mala calidad del servicio especificados en la NTCSE A manera de referencia se recomienda lo siguiente: Utilización de cables de guarda adicionales laterales en caso de vanos largos que crucen grandes quebradas o cañones. 16/17

17 Utilización de puestas a tierra capacitivas en las zonas rocosas o de alta resistividad. Selección de una ruta de línea que tenga un nivel ceráunico bajo. Utilización de materiales (aisladores, espaciadores, ferretería, cables OPGW, etc.), de comprobada calidad para lo cual se deberá utilizar suministros de fabricantes con un mínimo de 15 años de fabricación a nivel mundial. g) El cable de comunicación será del tipo OPGW, tal que permita la protección diferencial de línea, envío de datos al COES en tiempo real, las funciones de telemando y telecomunicaciones. h) Se podrá utilizar cables de ACAR o Aero Z según las cargas, vanos y tiros adecuados que presenten la mejor opción de construcción y operación bajo una garantía de tiempo de vida útil de 25 años. Los límites máximos de pérdidas Joule, calculado para un valor de potencia de salida igual a la capacidad nominal con un factor de potencia igual a 1.00, y tensión en la barra de llegada igual a 1.00 p.u. serán los indicados en el siguiente cuadro: Línea Pnom % de pérdidas a Pnom/circuito Pérdidas máximas % LT 220 kv Piura-Talara 180,0 2,3 El cumplimiento de este nivel de pérdidas será verificado por el Concedente mediante los cálculos de diseño del conductor, previo a la adquisición de los suministros por el Concesionario. No se autorizará la instalación del conductor en caso de incumplimiento de los valores de pérdidas límites. Las fórmula de cálculo para verificar el nivel de pérdidas Joule por cada circuito será: Pérdidas = (Pnom/Vnom) 2 x R / Pnom x 100 (%) Donde: Pnom = Capacidad nominal del tramo de línea Vnom = Tensión nominal de la línea (220 kv) R = Resistencia total del tramo de línea por fase a la temperatura de 50ºC y frecuencia de 60 Hz. i) Indisponibilidad por mantenimiento programado: El número de horas por año fuera de servicio por mantenimiento programado de cada línea de transmisión no deberá exceder de dos jornadas de ocho horas cada una. j) Tiempo máximo de reposición post falla: El tiempo de reposición del tramo de línea que haya tenido una falla fugaz que ocasione desconexión de un circuito, debe ser menor a 30 minutos. 17/17