EDICION FINALELABORACIÓN DEL ANTEPROYECTO “ LÍNEA DE 220KV MACHUPICCHU-QUENCORO-ONOCORA- TINTAYA Y AMPLIACIÓN DE SUBESTACIONES” VOLUMEN 1 EDICION FINAL Memoria Descriptiva Especificaciones Técnicas de Equipos y Materiales Metrado y Presupuesto Referencial S.E. Shelby 50/10 kV julio 2 010 Lima -Perú Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN 1.1 OBJETIVO 1.2 UBICACIÓN 1.3 ANTECEDENTES 1.4 ALCANCES DEL ANTEPROYECTO 2. INFORMACIÓN OBTENIDA 2.1 INFORMACIÓN GENERAL EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO 2.2 INFORMACIÓN ESPECÍFICA DEL PROYECTO 2.3 VISITA A CAMPO 2.4 EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN OBTENIDA 2.5 RECOMENDACIONES 2.6 NORMAS Y DOCUMENTOS A SER APLICADOS 3. CRITERIOS DE DISEÑO Y DESCRIPCIÓN DE SUBESTACIONES 3.1 CONFIGURACIÓN DE BARRAS 3.2 SISTEMA INTEGRADO DE PROTECCIÓN Y CONTROL 3.2.1 Criterios generales recomendados para estandarización 3.2.2 Lineamientos básicos para la definición de las funciones de protección 3.2.3 Control y protección de líneas de enlace en 220/138 kV 3.2.4 Control y protección del transformador/reactor de potencia 3.2.5 Protección del sistema de barras 3.3 SISTEMA DE MEDICIÓN 3.4 SISTEMA DE CONTROL, MANDO Y COMUNICACIONES DE LAS SUBESTACIONES 3.4.1 Sistema de comunicaciones 3.4.2 Descripción del sistema de control y mando de las subestaciones 3.4.3 Descripción del Centro de Control 3.5 SERVICIOS AUXILIARES 3.5.1 Celdas en 220 y 138 kV en las SS.EE. de Suriray, Tintaya y Quencoro existente 3.5.2 Subestación Quencoro 220/138/10.5 kV 3.6 CÁLCULO DE BARRAS 3.6.1 Ampacidad y capacidad térmica de conductores en 138 kV - SE Quencoro Existente 3.6.2 Ampacidad y capacidad Térmica de conductores en SE Nueva Quencoro 3.7 COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO 3.7.1 Cálculo de coordinación de aislamiento 3.7.2 Selección del Pararrayos 3.7.3 Distancias Mínimas 4. CRITERIOS DE DISEÑO Y DESCRIPCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. 4.1 RUTA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 4.1.1 Coordinaciones preliminares e información utilizada 4.1.2 Criterios y selección de la ruta de la línea 4.1.3 Estudios ambientales, arequeológicos y trámites ante el MINAM e INC 4.2 DESCRIPCIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 4.3 CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 4.3.1 Criterios generales a ser considerados 4.3.2 Parámetros Eléctricos de la Línea de Transmisión 4.3.3 Capacidad Térmica de Conductores debido al Cortocircuito 4.3.4 Capacidad Térmica de Conductores 4.3.5 Pérdidas Eléctricas 4.3.6 Pérdidas Joule 4.3.7 Pérdidas de Energía Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 4.4 SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO 4.4.1 Selección y Descripción 4.4.2 Aislación Necesaria por Contaminación 4.4.3 Aislación Necesaria por Sobretensiones a Frecuencia Industrial 4.4.4 Aislación Necesaria por Sobrevoltajes de Maniobra 4.4.5 Aislación Necesaria por Sobretensiones de Impulso 4.4.6 Cantidad de Aisladores 4.5 SELECCIÓN Y DISEÑO DE LAS ESTRUCTURAS SOPORTE 4.5.1 Selección del Tipo de Estructura Soporte 4.5.2 Distancias Mínimas de Seguridad 4.5.3 Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores 4.6 PRESTACIÓN DE ESTRUCTURAS 4.7 SELECCIÓN Y DISEÑO DE LAS PUESTAS A TIERRA 5. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SUBESTACIONES 5.1 EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN Y COMPENSACIÓN 5.1.1 Alcance 5.1.2 Normas 5.1.3 Tipo 5.1.4 Límites de aumento de temperatura 5.1.5 Núcleos 5.1.6 Devanados 5.1.7 Tanques 5.1.8 Sistema de preservación de aceite 5.1.9 Sistema de enfriamiento 5.1.10 Cambiadores de tomas del transformador 5.1.11 Bujes terminales 5.1.12 Gabinete de control 5.1.13 Válvulas 5.1.14 Accesorios principales del transformador 5.1.15 Dispositivos auxiliares del transformador 5.1.16 Aceite 5.1.17 Pintura 5.1.18 Pruebas 5.1.19 Tabla de datos técnicos 5.2 INTERRUPTORES DE POTENCIA 5.2.1 Alcance 5.2.2 Normas 5.2.3 Tipo 5.2.4 Requisitos 5.2.5 Mecanismo de operación 5.2.6 Accesorios 5.2.7 Tabla de datos técnicos 5.3 SECCIONADORES 5.3.1 Alcance 5.3.2 Normas 5.3.3 Tipo 5.3.4 Mecanismo de operación 5.3.5 Accesorios 5.3.6 Tabla de datos técnicos 5.4 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 5.4.1 Alcance 5.4.2 Normas 5.4.3 Tipo y construcción 5.4.4 Accesorios 5.4.5 Tabla de datos técnicos 5.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 5.5.1 Alcance 5.5.2 Normas 5.5.3 Tipo y construcción 5.5.4 Dispositivos de protección Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 5.5.5 Accesorios 5.5.6 Tabla de datos técnicos 5.6 PARARRAYOS 5.6.1 Alcance 5.6.2 Normas 5.6.3 Características generales 5.6.4 Accesorios 5.6.5 Tabla de datos técnicos 5.7 CELDAS EN MEDIA TENSION METALCLAD 5.7.1 Alcance 5.7.2 Normas 5.7.3 Características generales 5.7.4 Equipamientos de las celdas a suministrar 5.7.5 Pruebas 5.8 SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES 5.8.1 Alcance 5.8.2 Normas 5.8.3 Características 5.8.4 Equipamiento 5.8.5 Sistema de iluminación 5.9 SISTEMA DE CONTROL, MANDO, MEDICIÓN Y PROTECCIÓN 5.9.1 Alcance 5.9.2 Normas 5.9.3 Características generales 5.9.4 Control y protección de líneas de enlace en 220/138 kV 5.9.5 Control y protección del autotransformador/reactor de potencia 5.9.6 Protección del sistema de barras 5.9.7 Sistema de medición 5.9.8 Sistema de comunicaciones de las subestaciones 5.9.9 Centro de Control 5.9.10 Aspectos Constructivos 5.9.11 Tableros a ser Suministrados 5.9.12 Pruebas 5.10 SISTEMA DE BARRAS 5.10.1 Objetivo 5.10.2 Normas aplicables 5.10.3 Conductores y Accesorios 5.10.4 Aisladores y Accesorios 5.10.5 Pórticos 5.10.6 Pruebas 5.11 PUESTA A TIERRA 5.11.1 Objetivo 5.11.2 Normas aplicables 5.11.3 Red de tierra 5.12 CABLES DE CONTROL Y FUERZA 5.12.1 Objetivo 5.12.2 Características principales 5.13 SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS 5.13.1 Alcances 5.13.2 Características Generales 5.13.3 Controles y pruebas 5.13.4 Protección de equipos principales 6. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS : EQUIPOS PRINCIPALES DE LL.TT 6.1 ESTRUCTURAS DE ACERO (TORRES Y POSTES) 6.1.1 Objeto 6.1.2 Normas Aplicables 6.1.3 Alcances 6.1.4 Prestaciones 6.1.5 Criterios de diseño y cálculo 6.1.6 Prescripciones constructivas Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 6.1.7 Accesorios 6.1.8 Puesta a tierra 6.1.9 Pruebas 6.2 CONDUCTORES DE ALUMINIO REFORZADO CON ACERO Y ACCESORIOS 6.2.1 Objetivo 6.2.2 Normas aplicables 6.2.3 Alcance 6.2.4 Características constructivas 6.2.5 Inspecciones y pruebas 6.2.6 Tabla de datos técnicos 6.3 AISLADORES Y ACCESORIOS 6.3.1 Objetivos 6.3.2 Normas aplicables 6.3.3 Condiciones ambientales 6.3.4 Condiciones de operación 6.3.5 Alcances 6.3.6 Prescripciones generales 6.3.7 Características constructivas 6.3.8 Pruebas 6.3.9 Tabla de Datos Técnicos 6.4 CABLE DE GUARDA Y ACCESORIOS 6.4.1 Objetivo 6.4.2 Normas Aplicables 6.4.3 Alcances 6.4.4 Prescripciones constructivas 6.4.5 Pruebas e inspecciones 6.4.6 Tabla de Datos Técnicos 6.5 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 6.5.1 Alcances 6.5.2 Normas aplicables 6.5.3 Prescripciones constructivas 6.5.4 Tabla de Datos Técnicos 7. ANEXOS 8. LAMINAS Y PLANOS 9. PRESUPUESTO Contenido de Cuadros Ubicación de Provincias involucradas en el proyecto Características climáticas Distancias básicas de aislamiento Distancias básicas de aislamiento Coordenadas UTM WGS84 - Zona 19de la Línea de Transmisión Coordenadas UTM de Vértice de Enlace en 138 kV Quecoro-Quencoro Nueva Parámetro Eléctrico de Conductor de la Línea de Transmisión Parámetros para el cálculo de ampacidad del conductor Definición de Zonas Aislamiento por Contaminación Aislamiento por Sobretensión a Frecuencia Industrial Aislamiento por Sobrevoltaje de Maniobra Aislamiento por Sobrevoltaje al Impulso Cantidad de Aisladores Prestaciones para Estructuras Soporte de LT 220 kV Prestaciones para Estructuras LT 220 kV Prestaciones para Estructuras LT 138 kV Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA INFORME FINAL ANTEPROYECTO: “LÍNEA DE 220 kV MACHUPICCHU-QUENCORO- ONOCORA-TINTAYA Y AMPLIACIÓN DE SUBESTACIONES” 1 1. . I IN NT TR RO OD DU UC CC CI IÓ ÓN N 1.1 OBJETIVO Desarrollo del Anteproyecto denominado: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones". 1.2 UBICACIÓN El área del proyecto se ubica predominantemente en la zona sierra del Perú, salvo con un tramo en selva alta que es la salida de la CH Machupicchu (inicialmente destinada para la salida de la línea). El recorrido de la línea de transmisión comprende varias provincias del departamento de Cusco tal como se aprecia en el siguiente cuadro: Ubicación de Provincias involucradas en el proyecto Provincia Altitud msnm Zona La Convención 2020 18L Urubamba 2918 18L Cusco 3360 19L Acomayo 3650 19L Anta 3500 18L Quispicanchi 3350 19L Canas 3330 19L Espinar 3914 19L 1.3 ANTECEDENTES Mediante Carta COES/D/DP-002-2010 de fecha 11 de Enero de 2010, Priconsa fue invitado a participar en el concurso COES N°001/2010 con la f inalidad de prestar el servicio de consultoría para el “Desarrollo de Anteproyectos del Primer Plan de Transmisión” adjuntándose para este efecto el documento de Términos de Referencia para la selección de consultores. Con fecha 11 de Febrero de 2010 Priconsa presentó su propuesta para participar en el concurso. El 25 de febrero de 2010 mediante la Carta COES/D/DP-026-2010, el COES comunicó a Priconsa haber sido precalificado para participar en el “Desarrollo de Anteproyectos del Primer Plan de Transmisión”, precisándole además que el COES le solicitaría una propuesta económica luego de definirse los proyectos de instalaciones de transmisión a ser incluidos en el “Primer Plan de Transmisión”. El 14 de Abril de 2010, mediante la Carta COES/D/DP-055-2010, el COES solicitó a Priconsa la presentación de su oferta económica para el servicio de consultoría, adjuntándole los “Términos de Referencia” para la cotización del servicio. El 21 de Abril de 2010, Priconsa presentó su propuesta económica para el servicio de consultoría. Luego de revisar la propuesta económica presentada, el 21 de Mayo de 2010 el COES selección a Priconsa para el desarrollo del Anteproyecto. Actualmente se está construyendo la CH Machupicchu Fase II Actualmente ProInversión como parte de su “Cartera de Inversiones” ha convocado los concursos públicos para otorgar las siguientes concesiones : “LT Tintaya-Socabaya 220 kV y Subestaciones” tuvo como fecha de buena pro el dia 8 de Julio siendo adjudicada el consorcio "REI-AC Capitales conformada por Red Eléctrica Internacional de España (REI) y Sociedad Administradora de Fondos e Inversiones (SAFI) AC Capitales del grupo peruano Apoyo" con un plazo de construcción de 30 meses y monto de 43 millones 569 mil dólares de ejecución de obras. El proyecto considera la ejecución de una línea en 220 kV doble terna de 207 km aproximadamente y una potencia operativa total de 400 MVA (200 MVA x terna). Además considera la construcción de la SE Tintaya 220/138 kV (nueva) en las cercanías a la SE Tintaya actual. En 220 kV está prevista una configuración doble barra y simple en 138 kV. En 138 kV se enlazará a la SE Tintaya existente. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA "Central Hidroeléctrica Santa Teresa" de 90.5 MW, con fecha de buena pro para el 13 de Julio y puesta de operación comercial prevista para fines del año 2013. Está localizada en la región del Cusco, a 2.5 Km aguas arriba del poblado Santa Teresa. Esta central utilizará las aguas turbinadas de la CH Machu Picchu, perteneciente a la empresa EGEMSA y se conectará a la futura SE Suriray en 220 kV “Línea de Transmisión Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV”, con fecha de buena pro para el 20 de Octubre y puesta de operación comercial prevista para el primer trimestre de 2013. Este proyecto considera la conexión de la CH Machupicchu II Fase a una SE Suriray a 6 km (SE intermedia). De la Se Suriray está prevista la salida de dos ternas en 220 kV; una para el enlace Abancay-Cotaruse y otro enlace directo a Cotaruse. El proyecto considera la ampliación en 220 kV de la SE Abancay y de la SE Cotaruse. La SE Suriray tendrá el espacio suficiente para el enlace en 220 kV con la futura CH Santa Teresa, CT Quillabamba y bahías en 220 kV adicionales. Estos proyectos de inversión están asociados al Anteproyecto. En el caso de la “LT Tintaya- Socabaya 220 kV y Subestaciones”, la Nueva SE en Tintaya es el punto de llegada del presente proyecto, por lo cual será necesario que los concesionarios adjudicados coordinen la ubicación y el enlace de Tintaya con la LT 220 kV de Quencoro. En el caso de la “Línea de Transmisión Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV”, la SE Suriray en 220 kV será el punto de partida de la Línea 220 kV hacia Quencoro EGEMSA tiene problemas con las LL.TT en 138 kV Machupicchu-Cachimayo doble terna, las cuales han sido observadas por problemas ambientales y requieren ser reubicadas en su primer tramo, sin embargo EGEMSA no viene efectuando ninguna actividad al respecto, no tiene fecha definida para el inicio de los estudios ni el presupuesto total requerido. De las conversaciones sostenidas con la Gerencia de EGEMSA se planteó la solución presentada en el Anexo Nº 1, la cual está siendo analizaada por los interesados. Los problemas de EGEMSA están relacionados al impacto visual del Santuario Machupicchu y otras zonas resevadas; situación que se tomará en cuenta para la definición de la nueva LT Suriray - Quencoro - Tintaya 220 kV En el área del proyecto la empresa EGECUZCO tiene la concesión definitiva de la la CH Pucará con una potencia en el orden de 130 MW. EGECUZCO tiene conflictos con EGEMSA por el uso de las aguas y problemas sociales por resolver en el área del proyecto. Asimismo en el área del proyecto se tienen previsto varios proyectos de inversión citándose los siguientes : Celda en Cachimayo a Quencoro para eliminar la conexión en T existente Dos celdas de línea en la SE Combapata para eliminar la conexión en T existente El dia 02 de Julio se presentó el Informe Preliminar del anteproyecto de acuerdo a los alcances estipulados en los términos de referencia y el contrato. El dia 09 de Juilio se expuso ante el personal del COES los criterios definidos para la elaboración del anterproyecto. 1.4 ALCANCES DEL ANTEPROYECTO Luego del análisis de la información existente y de las coordinaciones efectuadas con el COES, REP y EGEMSA la configuración final del anteproyecto incluirían las siguientes instalaciones: Ampliación de la SE Suriray : La concesión “LT Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV” considera la implementación de la SE Suriray a 6 km de la SE Machupicchu. Esta subestación tiene como objetivo recibir la potencia evacuada por la CH Machupicchu (fase II en construcción), la CH Santa Teresa (conseción en proceso de concurso) y la futura CT Quillabamba. Además de servir de lazo con la SE Abancay y Cotaruse. La ficha técnica de la concesión presenta la vista de planta de la SE Suriray en el nivel de 220 kV, configuración doble barra, con los espacios disponibles para la implementación de 4 bahías adicionales. La configuración geográfica de la subestación se replantea con el ingreso de la bahía para el enlace a la SE Nueva Quencoro. Ampliación de la SE Quencoro existente : Considera la implementación de una de las celdas disponibles en 138 kV para el enlace con la SE Nueva Quencoro en el mismo nivel de tensión Ampliación de la SE Tintaya: La concesión “LT Tintaya-Socabaya 220 kV y Subestaciones” considera la implementación de una nueva subestación 220/138 kV en las vecindades de la SE 138 kV de Tintaya y su enlace a esta última. La configuración prevista en 220 kV para la SE Tintaya es de doble barra. El presente proyecto considera la implementación de una bahía en 220 kV para el enlace con la SE Nueva Quencoro. SE Nueva Quencoro : Es el punto intermedio de la LT 220 kV Tintaya - Suriray. Se tiene previsto una transformación a 138 kV de 150 MVA. Se implementarán 4 bahías en 220 kV doble barra (dos de línea, una de acoplamiento de barras y una de transformación) dejando previsto el espacio previsto para 4 bahías adicionales. En 138 kV la configuración será de simple barra Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA implementándose una celda y dejando el espacio previsto para la implementación futura de la barra y celdas adicionales. LT 220 kV Suriray - Quencoro - Tintaya : De los análisis efectuados se tiene previsto la implementación de la línea en simple terna, dos conductores por fase de 319 mm2 ACSR (Parakeet) para una capacidad operativa de 240 MVA (a 35 °C), contingente de 300 MVA (a 40 °C) y térmica de 556 MVA (a 75°C). Con estos valor es se logra flexibilidad en la capacidad de la línea sin que esto implique el sobredimensionamiento respecto de las líneas en 220 kV típicas en el país. La línea en 220 kV está prevista para un vano promedio en el orden de los 450m. LT 138 kV SE Nueva Quencoro - SE Quencoro existente : De los análisis efectuados se tiene previsto la implementación de la línea en simple terna, dos conductores por fase de 319 mm2 ACSR (Parakeet) para una capacidad de 150 MVA (a 35°C) que es la potencia del transformador a ser instalada en la SE Nueva Quencoro. Dado que la línea recorre zonas suburbano-rurales se tiene previsto la implementación de una línea compacta (postes de acero autosoportados con aisladores tipo poste) en el primer kilómetro y tres torres para la llegada a la SE Nueva Quencoro. La longitud total de la línea es de 1,9 km De las coordinaciones con el COES se ha previsto definir los criterios de diseño de líneas y subestaciones que servirán como modelo para los siguientes proyecto. 2 2. . I IN NF FO OR RM MA AC CI IÓ ÓN N O OB BT TE EN NI ID DA A 2.1 INFORMACIÓN GENERAL EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO Del Instituto Geográfico Nacional (IGN), se adquirieron las cartas 1/100 000 para la ubicación de la ruta de línea y las subestaciones del proyecto. Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI), se ha obtenido la información correspondiente a las características climáticas del área de influencia del proyecto. Las características climáticas son diversas como su propia geografía, el clima es muy variado, debido a que presenta zonas desde 3000 hasta los 4500 msnm. Las estaciones que se encuentran en la zona del proyecto son Machupicchu, Paruro, Sicuani y Yauri, además se toman como referencia las estaciones de Juliaca y Ananea en Puno, debido a que sus características climatológicas son parecidas a algunas zonas por donde se prevé instalar la línea y subestaciones en 220kV. A continuación se presenta un cuadro resumen de las principales condiciones climáticas que deben considerarse en el desarrollo del anteproyecto: Características climáticas Estación Machupicchu Paruro Sicuani Juliaca Yauri Ananea Altitud (msnm) 2563 3084 3574 3820 3927 4660 Temperatura máxima absoluta ( ºC ) 26 25 23 20 20 15 Temperatura mínima media ( ºC ) 0 0 -5 -5 -5 -7 Velocidad máxima del viento (m/s) W – 20.00 NNW-SE-8.00 NE-11.00 SW-20.00 W-N-18.00 W-N-18.00 Precipitación total mensual (mm/h) 200 170 140 220 200 Humedad relativa (%) 70 70 65 65 65 80 En el Anexo Nº 2.1 se pueden observar los datos obtenidos del SENAMHI. Del Ministerio del Ambiente (MINAM), se han identificado las zonas reservadas en todo el área que corresponde el proyecto, siendo el santuario Histórico de Machupicchu el área comprometida con el proyecto y el Área de Conservación Privada Abra Málaga, motivo por el cual se deberá tener especial cuidado de no afectar el campo visual de la ciudadela Machupicchu y minimizar el impacto en las áreas de conservación. Ver plano Nº LT-01 y LT-03. Del Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC), se han conseguido los planos viales en el área del proyecto identificándose conjuntamente con el Google Eart Pro carreteras y caminos que se relacionan con el área donde se desarrolla el proyecto verificándose la facilidad del transporte a la zona donde se instalarán la línea y subestaciones. Del Instituto Geológico Minero y Metalúrgico (INGEMMET) se han conseguido los planos geológicos y geotécnicos del área del proyecto. Ver plano Nº LT-04. 2.2 INFORMACIÓN ESPECÍFICA DEL PROYECTO Se ha obtenido la siguiente información: Configuración del Anteproyecto “Línea de Transmisión 220 kV Machupicchu-Quencoro-Onocora- Tintaya y Subestaciones” entregado por el COES. Planos del proyecto de ampliación de la SE 138 kV Quencoro del año 2006 desarrollados por REP y entregados al COES. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Planos de la Ampliación de la SE Machupicchu del proyecto “Línea Machupicchu-Cotaruse 220 kV” entregado por el COES. Ficha Técnica de la Configuración del proyecto de concesión “Línea de Transmisión Machupicchu- Abancay-Cotaruse en 220 kV”. Ficha Técnica de la Configuración de la CH Pucará del año 2001, 2004 y la actualización del año 2008 entregadas al COES por las empresas con el objeto de definir las inversiones para la preparación de la propuesta de tarifas en barras del COES. 2.3 VISITA A CAMPO Se hizo una visita a campo, desarrollando las siguientes actividades: Reconocimiento de la SE Quencoro 138/33/10.5 kV existente: Se validó el espacio disponible para una celda en 138 kV, sin embargo no hay espacio para la ampliación a 220 kV. Se validó la ubicación de la SE Nueva Quencoro 220/138 kV. Se definió la ruta de enlace en 138 kV de 1.9 km entre la SE Quencoro existente y la SE Nueva Quencoro. Esta recorre en su primer kilómetro zona suburbana-rural y se implementará una línea compacta con postes de acero autosoportados y aisladores tipo poste. Para el segundo tramo (a la salida de la zona urbana) se tiene previsto la instalación de tres torres para llegar a la SE Nueva Quencoro. Se utilizarán las mismas torres de las líneas en 220 kV Se tuvo una reunión con la Gerencia de EGEMSA informándole del proyecto. En esta reunión nos manifestaron el problema que tenían con la reubicación del primer tramo de las dos ternas Machupicchu - Cahimayo, los cuales estaban asociados a la gran inversión requerida y la carencia de presupuesto. En la misma reunión les explicamos que una vez puesta en servicio la concesión del presente proyecto y la de Machupicchu-Abancay-Cotaruse, la SE de Cahimayo en 138 kV tendría dos puntos de alimentación: por el sur dos ternas de la SE Quencoro (existentes) y por el centro el enlace 138 kV de Abancay. Estos dos puntos de alimentación tienen inyección directa del nuevo sistema en 220 kV garantizando el suministro a la SE Cachimayo la cual actualmente tiene una demanda que no supera los 25 MVA, con lo cual no serían requeridas las dos ternas de Machupicchu a Cahimayo. En el Anexo Nº 1 se presenta la alternativa conversada. Al no tener la ubicación prevista de la nueva SE Tintaya no se consideró necesario visitarla. En la ficha técnica del proyecto “Línea de Transmisión Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV” y de la "Central Hidroeléctrica de Santa Teresa" se identifica la ubicación de la CH Santa Teresa y las coordenadas de ubicación de la SE Suriray; información suficiente para el desarrollo de la ruta de la línea de transmisión. 2.4 EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN OBTENIDA La información general del área de influencia del proyecto tales como información climatológica, carreteras y áreas protegidas nos permiten tener una visión clara de los aspectos que serán importantes en la definición de la ruta de línea y ubicación de subestaciones. Además se tendrá en cuenta los permisos y procedimientos requeridos para la implementación del proyecto. Con la información específica del proyecto se procede al planteamiento de la ruta definitiva de la línea de transmisión, la configuración final de las subestaciones y el desarrollo del anteproyecto. 2.5 RECOMENDACIONES Evaluar con EGEMSA y la DGE/MEM la propuesta para el retiro de las líneas en 138 kV Machupicchu - Cachimayo ya que involucra la concesión del proyecto “Línea de Transmisión Machupicchu- Abancay-Cotaruse en 220 kV” la cual está en proceso de concurso. Estas coordinaciones no tienen efecto sobre el presente anteproyecto. 2.6 NORMAS Y DOCUMENTOS A SER APLICADOS Para el desarrollo del Anteproyecto se tomará en cuenta las siguientes normas: Código Nacional de Electricidad (CNE) - Suministro 2001. Normas Europeas (IEC, CENELEC, etc.). Normas Americanas (ANSI, IEEE, ASTM, NESC, RUS) Norma Europea EN 50341-1, 50341-2, 50341-3 "Líneas eléctricas de mas de 45 kV en corriente alterna- Parte 1, 2 y 3”. EPRI AC Transmisión Line Referente Book – 200 kV and Above, Third Edition. Software HERBS Ver 2.0 (Red Book Applets). Overhead Power Lines – Planning Design Construction. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 3 3. . C CR RI IT TE ER RI IO OS S D DE E D DI IS SE EÑ ÑO O Y Y D DE ES SC CR RI IP PC CI IÓ ÓN N D DE E S SU UB BE ES ST TA AC CI IO ON NE ES S 3.1 CONFIGURACIÓN DE BARRAS Varios factores afectan el nivel de confiabilidad y las facilidades de operación de una subestación, siendo uno de los principales la configuración del sistema de barras, entendida esta como el arreglo de los equipos de maniobra y las barras. Los seis tipos de configuración de barras más utilizados son la simple barra, barra principal y transferencia, doble barra, barra en anillo, interruptor y medio, doble barra - doble interruptor. Para este proyecto la elección de la configuración de barras depende está definida prácticamente por las instalaciones existentes y la configuración prevista para las concesiones asociadas al proyecto: Para la SE Quencoro 138 existente, la celda de salida mantiene la configuración de doble barra El sitema de barras en 138 kV de la SE Nueva Quencoro mantiene el sistema de doble barra que está equipada en la SE Quencoro 138 existente. Se está implementando una sóla bahía y dejando el espacio previsto para que en el futuro implementen las barras. Para la SE Nueva Quencoro en 220 kV se busca la estandarización la configuración de barras previstas en las subestaciones en el área del proyecto, definiéndose por tanto la configuración de doble barra.se incluye. Se equipará un reactor de 20 MVAR en la barra de 220 kV de la SE Nueva Quencoro. Para la SE Suriray en 220 kV, la bahía de salida mantiene la configuración de doble barra Para la SE Tintaya en 220 kV, la bahía de salida mantiene la configuración de doble barra 3.2 SISTEMA INTEGRADO DE PROTECCIÓN Y CONTROL 3.2.1 Criterios generales recomendados para estandarización Con el objeto de lograr confiabilidad en la operación de subestaciones, entendida ésta como la minimización de las horas de indisponibilidad de las bahías, se implementa un esquema de protección de control, protección y medición estadística integrada principal y un sistema de respaldo idéntico. Las características de el sistema a implementar se recomienda sea tomado en cuenta en los proyectos a ser concesionados y que formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión del SEIN. Estas características de confiabilidad se resume en los siguientes criterios : Sistema de integrado de control, protección y medición estadística principal y de respaldo idénticas y funcionando en paralelo. La alimentación del circuito de corriente se debe dar de devanados secundarios diferentes de los transformadores de corriente La alimentación del circuito de tensión se debe dar de devanados secundarios diferentes de los transformadores de tensión Para líneas largas (mayores a 60 km) deben establecer dos sistemas de comunicación en paralelo: el principal de fibra óptica y el de respaldo el enlace de onda portadora. Cada dispositivo integrados de protección y control deben estar enlazados a ambos sistemas de comunicación. La alimentación en DC/AC proveniente de los servicios auxiliares debe provenir de interruptores termomagnéticos exclusivos y diferentes para cada equipo Para la alimentación de otros relés requeridos en la bahía deben alimentarse de devanados secundarios diferentes a los previstos para los equipos integrados. Lo indicado implica la implementación de TC con cuatro devanados en el secundario (tres de protección y uno de medición), y PT con tres devanados en el secundario (dos de protección y uno de medición). También los servicios auxiliares deben ser reduntantes lo cual se logra implementando para cada bahía una caseta con Sistema de SS.AA en AC/DC independientes Cada bahía debe contar con un equipo de medición multifunción con capacidad de memoria masiva previsto para facturación con clase de precisión de 0.2 y con un registrador de fallas. 3.2.2 Lineamientos básicos para la definición de las funciones de protección En concordancia con el documento "Criterios de ajuste y coordinación de los sistemas de protección del SEIN, COES, Marzo 2008" se han definidos los sistemas de protección para las subestaciones del proyecto tomando en cuenta los siguientes lineamientos: El sistema de protección tiene como objetivo : Detectar las fallas para aislar equipos/instalaciones falladas tan pronto como sea posible Detectar y alertar sobre las condiciones indeseadas de los equipos para dar las alertas necesarias; y de ser el caso, aislar al equipo del sistema Detectar y alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema; y de ser el caso, aislar a los equipos que puedan resultar perjudicados por tales situaciones El sistema de protección debe ser concebido para atender una contingencia doble; es decir, se debe considerar la posibilidad que se produzca un evento de falla en el sistema eléctrico, al cual le Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA sigue una falla del sistema de protección, entendido como el conjunto relé-interruptor. Por tal motivo se deben establecer las siguientes instancias : La protección principal constituye la primera línea de defensa en una zona de protección y debe tener una actuación lo más rápida posible (instantánea) La protección de respaldo constituye la segunda instancia de actuación de la protección y deberá tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuación de la protección principal en primera instancia. Para el caso inoperancia del equipo de maniobra, el equipo de protección deberá tener las funciones necesarias para detectar esta anomalía y actuar Además de las protecciones antes mencionadas el sistema contará con las protecciones preventivas y las protecciones incorporadas en los equipos, como por ejemplo : Para el caso del transformador de potencia, éstos vienen con indicadores de funcionamiento y protecciones incorporadas. Los interruptores de potencia vienen con indicadores de funcionamiento y dispositivos de protección incorporadas. Los circuitos de alimentación secundaria que permiten el funcionamiento de los equipos (alimentación en AD/DC de relés, motores, circuitos secundarios de los transformadores de tensión y corriente) deben estar provistos de dispositivos de supervisión que garanticen la continuidad del servicio Para la implementación de la ampliación de las subestaciones Suriray, Tintaya, Quencoro existente y la SE Nueva Quencoro corresponde determinar las protecciones de los siguientes elementos: Protección de los siguientes enlaces de línea de transmisión : Enlace en 220 kV Ampliación SE Suriray - SE Nueva Quencoro Enlace en 220 kV SE Nueva Quencoro - Ampliación SE Tintaya Enlace en 138 kV SE Nueva Quencoro - Ampliación SE Quencoro existente. Protección del transformador de potencia en la SE Nueva Quencoro Protección del sistema de barras en 220 kV de la SE Nueva Quencoro 3.2.3 Control y protección de líneas de enlace en 220/138 kV Cada línea de enlace en 220 kV es de simple terna en el orden de los los 100 km y tienen previsto como sistema de comunicaciones enlaces digitales de onda portadora y fibra óptica (en el cable de guarda); Las líneas serán implementadas con estructuras metálicas, dos conductores por fase de 319 mm² ACSR Parakeet) y aisladores cerámicos A la longitud y características de la línea le corresponde una protección primaria unitaria y protección secundaria graduada de las siguientes características: Protección primaria: Se debe contar con la función diferencial y de distancia de línea la cual permite detectar las fallas trifásica, bifásica, bifásica a tierra y monofásica a tierra. Estas protecciones deberán operar coordinadamente con las opciones de recierre de la línea. Para que el sistema opere correctamente se hace necesario que en ambos extremos de la línea se instalen relés idénticos y con la misma configuración; además se requerirá que el sistema de comunicaciones por fibra óptica y onda portadora permitan la coordinación de la apertura y recierre de los interruptores uni tripolares en ambos extremos de la línea. El relé diferencial deberá tener una actuación, de preferencia, instantánea Protección secundaria: La segunda instancia de protección serán las funciones de sobrecorriente de fase y tierra y direccionales de fase y tierra. Además se debe contar con funciones de protección de sobretensión y subtensión y desbalance de carga, frecuencia, entre otras complementarias. El tiempo de actuación de estas protecciones lo definirá el concesionario El sistema integrado de protección, mando y control como se indicó en el numeral anterior serán redundantes, es decir uno principal y otro de respaldo idénticos y además estos equipos deberán ser idénticos en ambos extremos de la línea a proteger. Las funciones del controlador de bahía serán las siguientes: Funciones de Protección Diferencial Distancia (no se considera para el caso de la línea en 138 kV) Sobrecorriente fase y tierra, direccional de fase y tierra, secuencia negativa Sobretensión, subtensión, sobre y subfrecuencia, falla del interruptor Falla del interruptor Funciones de control y mando: Pantalla digital para representación presentación gráfica de la bahía Señales, mandos y mediciones Teclado para efectuar controles, mandos y visualizar información de la bahía. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Supervisión de la tensión auxiliar en Vcc y Vac Supervisión de las señales de los devanados secundarios de los transformadores de medición Funciones de sincronismo Supevisión del estado de cada uno de los equipos del patio de llaves Funciones de enclavamientos Medición y estadística de todos los parámetros de la red Otras funciones programables Funciones de comunicación Terminales para enlaces de fibra óptica Terminales RS 232, etc Protocolos de comunicación no propietarios (DNP3, IEC 61850, etc) Los transformadores de corriente del patio tendrán cuatro devanados en el secundario, los dos primeros para los controladores de bahía, el tercero para la protección de barras y el cuarto para la medición y registro. Los transformadores de tensión del patio tendrán tres devanados en el secundario; los dos primeros para los controladores de bahía y el tercero para la medición y registro. 3.2.4 Control y protección del transformador/reactor de potencia En la SE Nueva Quencoro se instalará cuatro autotransformadores monofásicos 220/138/10.5 kV de 40-50 MVA cada uno, de los cuales uno será de respaldo. Se está planteando que los autotranformadores cuenten con dos esquemas de enfriamiento para potencias diferentes. Enfriamiento natura de aire (ONAN - 40 MVA) y enfriamiento forzada de aire (ONAF - 50 MVA), lo cual permitirá la disminución de las dimensiones del autransformador. Se está definiendo autotransformadores, sin embarga se sugiere que los enlaces de transformación en los Sistemas Garantizados de Transmisión se den con transformadores de potencia ya que esto tiene como resultado limitar las potencias de cortocircuitos inyectadas a la red secundaria. Al autotransformador de potencia le corresponde una protección primaria unitaria, una protección secundaria y de respaldo graduada de las siguientes características: Protección primaria: Se debe contar con la función diferencial para transformadores de dos devanados que permitirá sensar las fallas internas en el transformador. El disparo del relé estará asociado al relé de bloque que impida la reconexión del transformaddor de potencia por la actuación de otro relé o via control remoto. El relé diferencial deberá tener una actuación, de preferencia, instantánea Protección secundaria: La segunda instancia de protección serán las funciones de sobrecorriente de fase y tierra y direccionales de fase. Además se debe contar con funciones de protección de sobretensión y subtensión, desbalance de carga y de frecuencia, entre otros. El tiempo de actuación de estas protecciones se definirá por el concesionario Protección auxiliar: El transformador de potencia deberá ser suministrado con un tablero adosado equipado con dispositivos de medición y control de temperatura, imágen térmica, protección de flujo y sobrepresión, dispositivo de alivio de presión y protección del nivel de aceite. El seteo de cada uno de los parámetros de los dispositivos de protección será definido por el concesionario. 3.2.5 Protección del sistema de barras Para la implementación de las bahías en 220 kV y celda en 138 kV para la ampliación de las subestaciones de Suriray, Tintaya y 138 kV respectivamente se implementará un devanado secundario en el transformador de corriente de la bahía exclusivamente para enviar la señal de corriente al relé diferencial de barras existente. Los equipos deberán suministrarse con terminales de fibra óptica, de tal menera que se puedan integrar fácilmente al sistema de control En la SE Nueva Quencoro se implementará un tablero de protección de barras con control para el acoplamiento de las barras. Se dispondrán de dos equipos idénticos, de tal manera de contar con un sistema redundante. 3.3 SISTEMA DE MEDICIÓN Se propone para cada bahía en 220 kV y celda en 138 kV la implementación de un medidor electrónico multifunción clase 0.2 para facturación que permita medir todos los parámetros de la red y con memoria masiva para almacenar la información. La capacidad de memoria de los medidores será definida por el concesionario. Asimismo se propone un registrador de fallas con memoria masiva que permita registrar los transitorios pre y post falla y su almacenamiento para análisis. Estos equipos recibirán las señales del secundario de los transformadores de corriente y tensión, los cuales serán de clase de precisión 0.2 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Los detalles de operación de los equipos serán definidos por el concesionario de acuerdo a las exigencias del COES y de las instalaciones vecinas (Suriray, Tintaya y Quencoro existente) 3.4 SISTEMA DE CONTROL, MANDO Y COMUNICACIONES DE LAS SUBESTACIONES El proyecto contará con un "Centro de Control" el cual estará diseñado para el telemando de todas las instalaciones del proyecto y será instalado en la SE Nueva Quencoro. Se contará con un "Sistema de Control y Mando de las Subestaciones", el cual estará diseñado para el control, supervisión y registro de las operaciones de las subestaciones así como para la coordinación del mantenimiento de la línea de transmisión. El "Centro de Control" y el "Sistema de Control y Mando de las Subestaciones" deberá permitir la conexión al centro de control del COES de conformidad con lo establecido en la Norma de Operación en Tiempo Real. 3.4.1 Sistema de comunicaciones El sistema de comunicaciones para integrar las instalaciones del proyecto serán los siguientes: Para las líneas de transmisión en 220 kV se implementará como comunicación principal enlaces de fibra óptica y como comunicación de respaldo enlaces de onda portadora. Para la línea de transmisión en 138 kV se implementara un enlace de fibra óptica En las SS.EE. Suriray, Tintaya y Quencoro existente se instalarán casetas de campo al lado de las bahías para albergar todos los equipos de protección, control, mando y medición de la bahía; así como los equipos de comunicación para enviar toda la información para el control, mando y medición al centro de control en la SE Nueva Quencoro. Cada bahía en 220 kV en la SE Nueva Quencoro, así como la celda en 138 kV contarán con casetas de campo que alberguen todos los equipos de protección, control, mando y medición de la bahía/celda; así como los equipos de comunicaciones para recibir la información de las subestaciones vecinas y su enlace con el Centro de Control ubicado en el edificio de control Entre el "Centro de Control" y el COES se instalarán enlaces dedicados contratados con suministradores de telefonía local. 3.4.2 Descripción del sistema de control y mando de las subestaciones Para cada bahía en 220 kV y 138 kV de cada subestación se implementará una caseta de mando en el patio de llaves que albergará como mínimo los siguientes equipos: Dos bancos de baterías (110 y 48 Vcc) Dos cargadores rectificadores para las baterías Tablero de servicios auxiliares AC/DC Tablero que albergará el sistema integrado de protección, control de la LT, Transformador y/o protección de barras, medidor electrónico multifunción, registrador de fallas y accesorios. Tablero de Fibra Optica Tablero de Onda Portadora (este no se instalará para el enlace en 138 kV) Tablero concentrador equipado con un switch, unidad terminal remota con interface hombre- máquina y router que permita el control local de la bahía. Además para las subestaciones de Tintaya, Suriray y Quencoro existente se instalará un reloj GPS para la sincronización con el centro de control. Los niveles de operación y control serán los siguientes: Nivel 0 : Local manual sobre cada uno de los equipos Nivel 1 : Automático desde la caseta de campo Nivel 2 : Automático desde el Centro de Control 3.4.3 Descripción del Centro de Control El Centro de Control estará ubicado en el edificio de control de la SE Nueva Quencoro, el cual recibirá todas la información de las subestaciones para la supervisión, control, mando. El Centro de Control será redundante y obederá a la siguiente lógica y equipamiento mínimo: Cada caseta de campo de la SE Nueva Quencoro y de las SS.EE. Tintaya, Suriray, Quencoro existente estarán equipados con un switch que reciba todas las señales de las bahías. Estos equipos estarán unidos mediante una red de control IEC-61850 de configuración en doble anillo y switch redundantes. El primer anillo serán en fibra óptica multimodo IEC61850 y enlazará a los equipos de campo del patio de llaves y los equipos del edificio de control (celdas en MT). El segundo anillo enlazará a las tres subestaciones remotas (Tintaya, Quencoro existente y Suriray). Este anillo recibirá las señales externas mediante fibra óptica monomodo. Se implementará además una red lan TCP/IP que unirá la red de control con los servidores del centro de control y la red de administracion de la subestación. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Se ha previsto la implementación de servidores y estación trabajo de contro redundantes (principal y de respaldo idénticos) , y un servidor de adiministración de la red. Se tiene previsto también un roloj GPS para la sincronización de todas las señales y de las subestaciones. El enlace con el COES será mediante una línea dedicada de comunicaciones contratada con una empresa servidora de telecomunicaciones local. 3.5 SERVICIOS AUXILIARES 3.5.1 Celdas en 220 y 138 kV en las SS.EE. de Suriray, Tintaya y Quencoro existente En las casetas de campo se instalarán un sistema de baterías en 110 y 48 Vcc, dos cargadores rectificadores y un tablero de servicios auxiliares en alterna y contínua para suministrar la energía requerida por los equipos de maniobra instalados en el patio de llaves, para los equipos de control y mando de la caseta y para los cirucitos de alumbrado y fuerza. El tablero de servicios auxiliares deberá tomar como suministro eléctrico energía en 380/220 del tablero de servicios auxiliares principal de la subestación. 3.5.2 Subestación Quencoro 220/138/10.5 kV El suministro principal serán en 10.5 kV del transformador de potencia. Este alimentador servirá para dar suministro eléctrico a un transformador de servicios auxiliares que reducirá la tensión en 380/220 y operará en paralelo con un grupo electrógeno. Estos dos equipos estarán previstos para todas las cargas de las cuatro bahías a implementar y para la cuatro previstas a futuro y se instalarán en el edificio de control. Además, en el edificio se contará con un sistema de baterías en corriente continuá que operará en 110 Vdc y otro que operará en 48 Vdc para el sistema de comunicaciones. La corriente de estas baterías será alimentada por dobles conjuntos de cargadores rectificadores individuales de 380 V, 60 Hz a 110 y 48 Vcc respectivamente con capacidad cada uno para atender todos los servicios requeridos y al mismo tiempo la carga de sus baterías. En cada caseta de campo se instalará un sistema de baterías, un cargador rectificador y un tablero de servicios auxiliares en alterna y contínua para suministrar la energía requerida por los equipos de maniobra instalados en el patio de llaves, para los equipos de control y mando de la caseta y para los circuitos de alumbrado y fuerza. 3.6 CÁLCULO DE BARRAS 3.6.1 Ampacidad y capacidad térmica de conductores en 138 kV - SE Quencoro Existente El cálculo de la capacidad térmica de un conductor se fundamenta en su balance térmico, el cual debe de existir bajo las condiciones del equilibrio tomándose como referencia la norma IEEE Std 605-1998 "IEEE Guide for Design of Substation Rigid Bus Structures”, con la formulación siguiente: Calor ganado = Calor Perdido P J + P gIS = P C + P pIS R P P P I gIS pIS C − + = Donde: P J : Pérdidas por efecto Joule (I²xR) P gIS : Calor ganado debido a la radiación solar P C : Potencia calorífica disipada por convección P pIS : Potencia calorífica disipada por radiación solar R : Resistencia eléctrica Para la determinación de las capacidades de cortocircuito se ha tomado como referencia la norma IEEE Std 605-1998 "IEEE Guide for Design of Substation Rigid Bus Structures” con la formulación siguiente: ( ) ( ) − + ≡ 1 2 1 ln t t kp c t S I α ρα γ Donde: I : corriente de cortocircuito S: Sección en mm" t : tiempo en segundos (0.5 sg) c: Calor específico del metal (Joule/kg-°C) γ: Peso específico del metal (kg/m2-m) Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA : Coeficiente de incremento de la resistencia (1/°C) t1: Temperatura inicial t2: Temperatura final kp: Coeficiente pedicular ρ: Resistividad del metal Además se debe determinar el punto más caliente, definido éste como el tramo de la barra en la cual pasa la mayor potencia. En el caso de la SE Quencoro Existente la situación más crítica de circulación de potencia en las barras en 138 kV se daría cuando se reciba el 100% de la capacidad de transformación de la SE Nueva Quencoro, es decir 150 MVA, con lo cual el tramo de mayor circulación de potencia estaría entre la bahía a ser implementada en el presente proyecto y la bahía contínua existente. Actualmente la barra está conformada por un conductor simple de 240mm2 de AAAC el cual alcanza una temperatura de 94 °C para los 150 MVA y una pot encia de cortocircuito de 18.42 kA para 0.5 segundos. Estos niveles son muy altos siendo necesario el cambio de los conductores de barra y los enlaces de ésta a los diferentes equipos. El cambio del barraje tiene que darse alterando lo menos posible las cargas mecánicas en las vigas y columnas de celosía existente por lo cual se propone el uso de un haz doble de conductores por fase de 120 mm2 de AAAC con lo cual se logra la potencia de 150 MVA a la temperatura de 65°C considerando una temperatura inicial de 20°C y una corriente de cortocircuito de 18.66 kA para 0.5 segundos. El Concesionario deberá evaluar comparar los resultados con la implementación de un haz de dos conductores por fase de 150 y 185 mm2 cada uno, asi como el nivel de tensado y flechas para no afectar a las estructuras soporte o en su defecto implementar el reforzamiento de las estructuras existentes en la SE Quencoro existente en 138 kV. Asimismo el nivel de cortocircuito de las barras no debe superar el valor de 21 kA. Ver Anexo Nº 3.1 3.6.2 Ampacidad y capacidad Térmica de conductores en SE Nueva Quencoro La ampacidad de las barras en 220 kV de la SE Nueva Quencoro deberá estar preparada para una potencia teórica máxima de 474 MVA que sería el caso más crítico de ingreso permanente de la capacidad de la línea en contingencia y su evacuación al transformador de potencia y otras líneas futuras que puedan ser implementadas. Con estos criterios la barra debería estar equipada con un haz de conductores doble de ACSR 319 mm2 (Parakeet), es decir el mismo previsto para la línea en 220 kV. Se ha efectuado un cálculo de capacidad térmica obteniendo una Icc superior a 50 kA. Para la capacidad Térmica y de corto circuito se tomó como referencia la norma IEEE Std 605-1998 "IEEE Guide for Design of Substation Rigid Bus Structures”. Ver Anexo Nº 4.2 3.7 COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO 3.7.1 Cálculo de coordinación de aislamiento Las tensiones normalizadas que deben definirse para los ensayos de corta duración a frecuencia industrial, impulso tipo maniobra e impulso tipo rayo, deben elegirse en base a los valores más altos obtenidos (tensiones mínimas Urw(s) o valores convertidos Urw(c)) y los valores normalizados propuestos en la tabla 4.6 y 4.7 de la norma EN 60071-1 y en la Tabla 2 y 3. Para el nivel de 220 kV se obtiene una sobretensión de frecuencia industrial de 680 kV y al impulso tipo rayo de 1300. Ver Anexo 3.3 para una altura de 4500, altura definida para el diseño de las subestaciones en 220 kV de Nueva Quencoro y Tintaya. En Suriray se toma en cuenta el nivel de aislamiento previsto para 2000 metros de 1175 kV-BIL y en 138 kV el nivel de aislamiento de 750 kV-BIL que sería el correspondiente a 3300 msnm. 3.7.2 Selección del Pararrayos La Máxima Tensión de Operación del pararrayos (TOV) está relacionada a las sobretensiones temporales que se suceden en la red, las cuales pueden darse por la falla monofásica a tierra o por la pérdida de carga. El cálculo de estos valores depende del factor del factor de falla (1.3 para falla a tierra y 1.4 para pérdida de carga) los cuales se aplican a la máxima tensión de operación fase-tierra. TOV = k*kVmax/raíz(3), donde TOV : Máxima tensión de operación del sistema k : Factor de sobretensión (1.3 para fallas a tierra y 1.4 para pérdida de carga) kVmax: Tensión máxima de operación de la red (231 y 145 kV) Aplicando la fórmula se obtiene una TOV del pararrayos de 187 kV, seleccionando el pararrayos con una TOV superior, es decir de 198 kV y para 138 kV se define el pararrayos de 120 kV. Las características principales del pararrayos serían las siguientes: Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Tensión nominal del sistema: 220 kV 138 kV Tensión nominal del pararrayos : 198 kVp 120 kVp Nivel de protección al impulso tipo rayo: 1300 kV-BIL 750 kV-BIL Nivel de protección al impulso tipo maniobra: 950 kV-BIL - Corriente nominal de descarga: 20 kA 20 kA Clase: 4 4 Distancia de fuga unitaria: 25 mm/kV 25 mm/kV 3.7.3 Distancias Mínimas a. Distancias básica de aislamiento Con el objeto de asegurar la rigidez dieléctrica del patio en 220 y 138 kV es necesario tomar en consideración las recomendaciones del Anexo A "Distancias en el aire para asegurar una tensión soportada a impulsos especificada en una instalación" de la norma europea EN 60071-2 "Coordinación de aislamiento - Parte 2 Guía de aplicación". La distancia en el aire entre fase y tierra es la mayor de las distancias en el aire determinadas para la tensión soportada al impulso tipo rayo y maniobra (configuración punta estructura: tabla A1 y A2). Para la distancia en el aire entre fases aplican las tablas A1 y A3. El valor básico debe garantizar el espaciamiento adecuado para prevenir cualquier riesgo de flameo aún bajo las condiciones más desfavorables. El valor básico está determinado con base a la distancia mínima en aire establecida en el párrafo anterior incrementando un 5% o 10% como factor de seguridad para tener en cuenta tolerancias en la fabricación y montaje del equipo así como diferencias de un fabricante a otro. Para el presente proyecto se ha considerado un factor de seguridad del 10%, obteniendo las siguientes distancias básicas de aislamiento que se muestran en el cuadro siguiente: Distancias básicas de aislamiento Tensión Distancias básicas (mm) - 220 kV punta-estructura conductor estructura Descripción kVp fase- tierra fase- fase fase- tierra fase- fase Tensión soportada al impulso tipo rayo 1300 2860 2860 2640 - Tensión soportada al impulso frecuencia industrial 680 1430 1430 - - Distancia básica de aislamiento definido (dba) 3000 3000 3000 3000 Distancias básicas de aislamiento Tensión Distancias básicas (m) - 138 kV punta-estructura conductor paralelo Descripción kVp fase- tierra fase- fase fase- tierra fase- fase Tensión soportada al impulso tipo rayo 750 1650 1650 - 1650 Tensión soportada al impulso frecuencia industrial 325 693 693 - - Distancia básica de aislamiento definido (dba) 2000 2000 2000 2000 b. Determinación de distancias de seguridad Para determinar las distancias de seguridad se toman los criterios publicados por el Comité N°23 de la CIGRE que son los siguientes: Distancias desde tierra: factores tales como tensión, altura de la persona, altura de bases, etc Distancias a vehículos : altura típica de vehículos de mantenimiento, camiones, etc Distancias a cercos, muros, etc La distancia de seguridad se calcula considerando: Valor básico de aislamiento considerado en el cuadro N°3 y 4 alrededor de las zonas energizadas Valor en función de movimientos del personal de mantenimiento así como del tipo de trabajo y la maquinaria usada. Estos dos valores determinan la "zona de seguridad" dentro del cual queda eliminado cualquier peligro relacionado con acercamientos eléctricos. Para la determinación de estas zonas de seguridad algunas distancias típicas consideradas son: Altura media de la persona : 1,75 m Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Brazos estirados verticalmente: 2,25 m Brazos estirados horizontalmente: 1,75 m Mano alzada sobre plano de trabajo: 1,25 m Distancia vertical a la base de cualquier equipo : 2,25 m Estos valores se han tomado en cuenta al momento de definir la configuración física de la subestación. c. Ancho de la Bahía La determinación del ancho de la bahía depende de la separación entre fases de los equipos y la separación entre las barras y la barra a tierra en el pórtico. Se han utilizado, para el primer caso información de catálogos de equipos para 220 kV y 20 mm/kV de longitud de fuga. La determinación entre las fases para conductores flexibles ha sido estudiada por Remde y Neumstocklin y considera que es necesario tener en cuenta el desplazamiento horizontal durante cortocircuitos. Este desplazamiento lo resumen en la siguiente fórmula Yk = 0,7713 Yo (m) donde Yk es el desplazamiento horizontal e Yo la flecha estática máxima, con lo cual la separación entre fase sería igual a : D f-f = dba + 2*0,7713 Yo (m) En esta fórmula los autores consideran que las distancias básicas de aislamiento puede ser reducida en un 50% pero la distancia total no debe ser menor a ésta. Considerando que las barras se diseñen para una flecha máxima del 3%, una longitud del campo de 40 m, distancia básica de 2.6 m se obtendría una distancia entre fases de 4.5m (c/distancia reducida) y 2.25 m. Dado que la barra tendrá una configuración de dos conductores por fase se ha tomado un margen definiendo el valor entre fases de 5 metros para 220kV y 3.5 metros 138kV. En 220kV para la determinación de la distancia entre el conductor y tierra se considera la distancia básica de aislamiento de 4 m, un ancho máximo del pórtico de 20 metros y un margen de 3.1 m para la oscilación del aislador. Con estos valores el ancho del campo (valores entre ejes) sería como sigue: Cálculo del ancho de la bahía Tensión nominal 220 138 kV Distancia entre fases (m) 5 3.5 Distancia fase tierra: 4 2 Ancho total entre ejes del campo 20 12 d. Altura de la Bahía Para la determinación de la altura de la bahía se ha considerado los dos niveles requeridos en los pórticos, las alturas de los equipos y las distancias básicas de aislamiento obteniendo como altura del primer pórtico 12.38 m, el segundo 18.38 m y la altura del cable de guarda de 22.88 m en 220 kV y 9.6 m, 12.5 m y 15 m para 138 kV respectivamente. e. Longitud de la Bahía Para la determinación de la longitud de la bahía se ha considerado como criterio principal la facilidad de mantenimiento, definiéndose 3.5 m, 2 m como distancia mínima entre bornes de equipos diferentes en 220 y 138 kV. En base a este criterio y las dimensiones de los equipos se obtienen las siguientes distancias entre ejes: Tensión nominal 220kV 138 kV Entre pararrayos y transformador de medida : 4 m 2 m Entre seccionador e interruptor : 9 m 3.5 m Entre interruptor y trafo de medida: 7 m 6 m Entre seccionador y transformador de medida: 6 m 3.5 m Entre seccionadores : 8 m 4.3 m Cálculo del Apantallamiento - Altura del Cable de Guarda Se ha determinado 30 m como altura del cable de guarda siguiendo el método gráfico. 4 4. . C CR RI IT TE ER RI IO OS S D DE E D DI IS SE EÑ ÑO O Y Y D DE ES SC CR RI IP PC CI IÓ ÓN N D DE E L LÍ ÍN NE EA AS S D DE E T TR RA AN NS SM MI IS SI IÓ ÓN N. . 4.1 RUTA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN La línea de transmisión 220 kV tiene una longitud de 282 km iniciando en la SE Suriray que forma parte de la Concesión “Línea de Transmisión Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV” en la cual se implementaría una bahía adicional para la salida de la línea; luego la línea se enlaza con la SE Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Nueva Quencoro 220/138kV - 150 MVA con una longitud de 99.69 km; de la SE Nueva Quencoro el trazo de la ruta llega a la Nueva SE Tintaya 220 kV que forma parte de la Concesión “LT Tintaya- Socabaya 220 kV y Subestaciones" con una longitud de 182 km, para lo cual será necesario implementar una bahía adicional en la futura subestación. El recorrido de la línea de transmisión considera también dejar previsto dos torres terminales con ángulo de 90 grados y separación de 50 m a la altura de la CH Pucará para la implementación con la futura SE Onocora la cual está a 103.37 y 78.9 km de las subestaciones de Quencoro y Tintaya respectivamente. La zona del proyecto se caracteriza por ser de relieve variado, un pequeño tramo a la salida corresponde a la región selva alta y casi todo el trayecto se encuentra en la sierra. La ruta comprende en su mayoría zonas montañosas y sin tránsito peatonal. 4.1.1 Coordinaciones preliminares e información utilizada Se efectuaron las coordinaciones que permitieron recabar la siguiente importante del área de influencia del proyecto. Entre la información recabada se menciona las siguientes: Instalaciones eléctricas existentes, en construcción, proyectadas y futuras. Imágenes de Google Earth (Años 2002-2007), donde se identifica expansiones urbanas, carreteras, complejos arqueológicos de importancia, quebradas, ríos, etc. Instituto Geográfico Nacional-IGN: Se recabaron las cartas geográficas a escala 1/100 000 en el cual se ubica el área del proyecto. Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado-SINANPE: Se tuvo en cuenta las zonas naturales protegidas por el Estado, como es el caso del Santuario Histórico de Machupicchu. Delimitación del Parque Arqueológico Nacional de Vilcabamba (Ley Nº 16978). INGEMMET: Se obtuvo la información Geológica que comprende el área del proyecto, editado por el Instituto Geológico Minero y Metalúrgico. SENAMHI: Entidad con la cual se coordinó la obtención de información referente a velocidad de viento y temperaturas en el área de influencia del proyecto. 4.1.2 Criterios y selección de la ruta de la línea La ruta de la línea fue seleccionada en base al análisis de las cartas 1/100 000 del IGN y las imágenes del Google Earth, tomando en consideración los siguientes criterios y normas de seguridad: Evitar el paso por zonas protegidas por el Estado (Decreto Supremo Nº 010-90-AG). Sin embargo en el presente proyecto se debe tener en cuenta lo siguiente: Debido a que la SE Suriray se encuentra dentro de la Zona de Amortiguamiento del Santuario Histórico de Machupicchu y dentro del Parque Arqueológico de Vilcabamba el trazo busca minimizar la afectación ambiental y cultural. Se ha escogido una ruta que no afecta el campo visual desde la Ciudadela de Machupicchu. La longitud de la línea en sus primeros 21 km está ubicada dentro del Santuario y Parque Arqueológico. El resto de la línea se ha trazado evitando la afectación de los restos arqueológicos identificados en el google earth y las cartas 1/100 000 del IGN El Concesionario de la Línea y Subestaciones deberá realizar los estudios respectivos y trámites ante el INC y MINAM para obtener el permiso para el cruce por estas áreas protegidas. En todo el tramo de la línea el Concesionario deberá identificarse en sitio los restos arqueológicos existentes para evitar o minimizar su afectación. Se ha tratado que la poligonal sea lo más recta posible, tratando de minimizar los fuertes ángulos de desvío. En este criterio se deben tener en cuenta los siguientes aspectos: El área del proyecto es de relieve variable pasando rápidamente de los 2000 a 3500 msnm con el cruce de montañas se ha tratado de evitar las pendientes pronunciadas. Debido al paso de zonas montañosas el tránsito es poco frecuente, se ha trazado la ruta tratando de acercarse lo más posible a las carreteras existentes y alejándose de la zona de expansión urbana. En la etapa de implementación de la línea, será necesario la construcción de accesos que permitan el traslado de materiales a la obra. Estos accesos serán definidos por el Concesionario del proyecto. Evitar terrenos inundables, suelos hidromórficos y geológicamente inestables. Para lo cual se han obtenido las cartas geológicas del INGEMMET. El Concesionario del proyecto deberá efectuar los estudios de suelos para el diseño de las cimentaciones de estructuras y equipos. Reducir en lo mínimo a afectación a terrenos privados. La faja de servidumbre de la línea está establecida por el CNE Suministro 2001 y el concesionario deberá realizar los trámites de compensación ante las autoridades municipales y propietarios de los terrenos. 4.1.3 Estudios ambientales, arequeológicos y trámites ante el MINAM e INC El Concesionario deberá desarrollar el Estudio de Impacto Ambiental de acuerdo a la legislación vigente y coordinado con la DGAAE/MEM, el MINAM y el INC Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Asimismo se deberán definir la ruta buscando minimizar la afectación a los restos arqueológicos que se puedan encontrar en el área del proyecto. Los trámites a seguir por el concesionario ante el INC son los siguientes : Desarrollo del proyecto de evaluación arqueológico Inspección de la ruta de la línea de transmisión identificando las zonas arqueológicas y evaluando la no afectación. En caso sea necesario el Concesionario deberá desarrollar estudios de delimitación y/o rescate arqueológico para los tramos que pudieran ser afectados por la ruta de la línea o las áreas requeridas para la construcción. Coordinar con el INC la supervisión en campo del estudio arqueológico Presentación del informe final al INC, levantamiento de observaciones y tramitar hasta la obtención del CIRA Para el desarrollo del Estudio de Impacto Ambiental se deberá tener en cuenta la ley de participación ciudadana que exige talleres informativos durante el desarrollo del estudio. Recientemente se ha creado el Ministerio de Cultura el cual probablemente incorpore al INC, por lo que el Concesionario en el momento de la adjudicación de la Buena Pro deberá coordinar con las entidades respectivas para validar la legistación vigente. 4.2 DESCRIPCIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Las principales características de la línea de transmisión son las siguientes: Tensión Nominal (kV) 220 138 Tramo Suriray-Tintaya Nueva Quencoro a Quencoro existente Vano promedio teórico (m) 450 100. Número de Circuitos Una terna Una terna Nº Conductores x Fase Dos (2) Dos (2) Nº Cable de Guarda Dos (2) Uno (1) Conductor (mm²) 319 ACSR - Parakeet 319 ACSR - Parakeet Cable de Guarda OPGW 106 mm² (24 hilos) 106 mm² (24 hilos) Cable de Guarda EHS 7/16 " EHS - Estructuras Torres (Acero) Postes Autosoportados (Acero) Aisladores Cadena de 20, 21 y 22 Cadena de 13 y 14 aisladores porcelana Aisladores porcelana y tipo line post Puesta a Tierra Contrapesos y electrodos tipo copperweld En los planos Nº LT-01, LT-02 y LT-03 se muestra las rutas de las líneas de transmisión cuya relación de vértices es la siguiente: Coordenadas Coordenadas UTM WGS84 - Zona 19de la Línea de Transmisión Tramo Suriray - Quencoro Vértice Este Norte Dist. Parcial Dist. Acum. Cota Angulo V-0 110 921 8 543 558 0,00 0,00 2 094 -12º43'43" (a) V-1 110 668 8 541 883 1 693,99 1 693,99 2 580 -18º30'29" V-2 110 931 8 540 379 1 526,82 3 220,82 2 625 -52º32'39" V-3 113 549 8 539 014 2 952,48 6 173,30 2 524 35º11'16" V-4 115 435 8 535 356 4 115,58 10 288,87 2 950 -36º51'46" V-5 127 511 8 529 502 13 420,10 23 708,97 3 957 -66º58'18" V-6 134 609 8 535 696 9 420,58 33 129,55 3 163 66º11'20" V-7 144 015 8 531 294 10 385,11 43 514,66 3 221 17º59'34" V-8 151 094 8 524 676 9 690,73 53 205,38 3 715 14º28'47" V-9 162 010 8 507 507 20 345,36 73 550,74 3 644 -47º06'20" V-10 165 286 8 506 903 3 331,21 76 881,95 3 663 11º39'13" V-11 169 480 8 505 200 4 526,57 81 408,53 3 710 18º14'53" V-12 175 799 8 499 832 8 291,27 89 699,80 3 473 -30º26'08" V-13 180 726 8 498 971 5 001,66 94 701,46 3 525 -04º29'00" V-14 184 861 8 498 578 4 153,63 98 855,10 3 472 -40º57'04" V-15 185 546 8 499 067 841,63 99 696,73 3 360 -51º00'36" (b) Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Tramo Quencoro-Onocora (78.9km) Vértice Este Norte Dist. Parcial Dist. Acum. Cota Angulo S-0 185 600 8 499 055 0,00 0,00 3 368 -58º10'34" (c) S-1 186 716 8 498 299 1 347,96 1 347,96 3 662 10º22'15" S-2 187 727 8 497 306 1 417,10 2 765,06 3 435 14º22'32" S-3 187 959 8 496 922 448,64 3 213,70 3 428 -22º16'46" S-4 188 374 8 496 614 516,81 3 730,51 3 385 -52º44'17" S-5 191 812 8 497 610 3 879,37 7 609,87 3 681 45º33'07" S-6 199 008 8 493 556 8 259,38 15 869,25 4 334 29º30'02" S-7 218 317 8 461 552 37 377,71 53 246,96 4 185 -14º21'56" S-8 229 758 8 450 297 16 049,03 69 296,00 4 228 10º17'50" S-9 232 803 8 445 976 5 286,12 74 582,12 3 921 17º18'41" S-10 236 665 8 433 991 12 591,87 186 870,72 3 946 -10º57'29" S-11 240 453 8 427 106 7 858,25 194 728,98 4 262 -20º26'27" Tramo Onocora-Tintaya (103.3 km) Vértice Este Norte Dist. Parcial Dist. Acum. Cota Angulo S-12 244 687 8 423 459 5 588,15 200 317,12 3 985 28º14'05" (d) S-13 248 197 8 414 327 9 783,33 210 100,45 4 485 13º18'0" (d) S-14 249 874 8 401 964 12 476,22 222 576,67 4 385 09º4'00" S-15 248 257 8 356 232 45 760,58 268 337,25 4 417 -16º04'03" S-16 246 532 8 350 952 5 554,64 273 891,89 3 962 -32º03'19" S-17 247 263 8 348 012 3 029,52 276 921,40 4 198 11º09'14" S-18 247 386 8 345 505 2 510,02 279 431,42 4 039 -65º06'21" S-19 249 747 8 344 547 2 547,96 281 979,38 4 019 -58º40'55" (e) (a) Salida SE Suriray 220kV (b) Llegada SE Nueva Quencoro 220kV (c) Salida SE Nueva Quencoro 220kV (d) Entre los vértices se deberán instalar estructuras para la derivación futura a la SE Onocora. (e) Llegada SE Nueva Tintaya 220kV Coordenadas UTM de Vértice de Enlace en 138 kV Quecoro-Quencoro Nueva Coordenadas UTM WGS84 - Zona 19 Vértice Este Norte Dist. Parcial Dist. Acum. Cota Angulo T-0 185 385 8 500 501 0,00 0,00 3 285 94º45'49" (a) T-1 185 325 8 500 477 64,62 64,62 3 286 -34º01'57" T-2 185 175 8 500 256 267,10 331,72 3 289 -28º09'25" T-3 185 171 8 500 218 38,21 369,93 3 290 -56º43'11" T-4 185 248 8 500 155 99,49 469,42 3 291 90º13'15" T-5 184 853 8 499 676 620,86 1 090,28 3 319 -100º46'28" T-6 185 557 8 499 290 802,88 1 893,15 3 328 65º30'02" (b) (a) Salida SE Quencoro Existente 138kV (b) Llegada SE Nueva Quencoro 220kV 4.3 CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 4.3.1 Criterios generales a ser considerados La capacidad de transporte en general debe obedecer a los siguientes criterios: La capacidad operativa en 220 y 138 kV debe ser la potencia contínua requerida por el sistema bajo la cual la temperatura del conductor no debe exceder el valor de 75°C y pérdidas de potencia inferiores a 3.5 y 6% respectivamente de la capacidad operativa. Para el presente proyecto se define la capacidad operativa en 240 y 150 MVA para 220 y 138 kV respectivamente y para una temperatura del conductor inferior a 55°C. La capacidad contingente en 220 y 138 kV debe ser la potencia contínua requerida por el sistema para un tiempo determinado bajo la cual la temperatura del conductor no debe exceder de 75°C y pérdidas de potencia inferiores a 5 y 8% res pectivamente de la capacidad contingente. Para el presente proyecto se define la capacidad contingente en 300 y 188 MVA respectivamente para 7 dias y una temperatura del conductor inferior a 65 °C. La capacidad contingente considerada equivale a una sobrecarga del 25% de la capacidad operativa. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA La capacidad máxima de transmisión por emergencia en 220 y 138 kV para el tiempo requerido por el sistema debe ser tal que la temperatura del conductor no exceda los 75 °C; bajo estas condiciones las pérdidas de potencia no deben superar los valores de 8 y 13 % respectivamente (220 y 138 kV). Para el presente proyecto se considera una capacidad de emergencia no menor de 450 MVA para una temperatura límite de 75 °C.. Un criterio que se recomienda estandarizar es el uso de un haz mínimo de dos conductores por fase para los niveles de tensión en 220 kV y superiores y para los niveles de 138 kV en zonas de sierra con alturas superiores a 3000 msnm, lo cual permite mayor capacidad de transporte y menores pérdidas de potencia para inversiones equivalentes a un conductor por fase. En base a las temperaturas máximas indicadas y efecto creep para 30 años se han fijado las alturas de las torres para que cumplan con las distancias verticales mínimas de seguridad. Para el presente proyecto en los niveles de 220 y 138 kV se ha definido como conductor de línea un haz doble por fase de 319 mm2 ACSR (denominación ASTM : Parakeet). Es importante tomar en cuenta que de acuerdo al "Aluminum Electrical Conductor Handbook" la corriente de límite térmico de los conductores definida como la temperatura máxima permanente sin que se genere deformación en las características mecánicas del conductor es 90°C y la temperatura máxima de los conductores para la situación más crítica de transmisión para el presente proyecto se ha definido en 75°C es decir u n márgen de 15°C. El análisis ha tomado como premisa la experiencia en zonas de sierra del país por lo cual se ha definido el ACSR como material del conductor a ser utilizado. Para definir la capacidad de transmisión se han analizado el uso de un conductor por fase en los rangos de 546 a 817 mm2 versus un haz de dos conductores por fase en el rango de 2x234 a 2x375 mm2 por fase, obteniéndose como resultado que para secciones equivalentes el haz de dos conductores por fase tiene una capacidad máxima de transmisión superior en 30% que el conductor simple y pérdidas corona menores en 27% en promedio. El resumen del cálculo comparativo se presenta en el anexo 4.1 para los rangos de conductores indicados. 4.3.2 Parámetros Eléctricos de la Línea de Transmisión Para el cálculo de Los parámetros eléctricos de la línea se tomo como referencia el EPRI: Applet CC-5 TRANSMISSION LINE PARAMETERS. a. Características del Conductor y Cable de Guarda Las características principales del conductor y cable de guarda se muestran a continuación: Tipo ACSR-Parakeet OPGW EHS Sección nominal 319 mm² 106 mm² 7/16" (diámetro) Número de hilos 31 24 7 Diámetro exterior 23,22 mm 14,7 mm 11.11 mm Peso unitario 1 140 kg/km 457 kg/km 595 kg/km Carga de rotura 8 999 kg 6 370 kg 9 450 kg Modulo de elasticidad 7 000 kg/mm 2 12 700 kg/mm 2 21 000 kg/mm 2 Coeficiente de expansión lineal 1,93 x 10 -5 °C -1 1,5 x 10 -5 °C -1 1,15 x 10 -5 °C -1 Parámetro Eléctrico de Conductor de la Línea de Transmisión Conductor Req (25ºC) X C Ohm/km Ohm/km nF/km Parakeet 0,0534 0,3945 11,23 El resultado de los cálculos se presenta en el Anexo Nº 4.1. 4.3.3 Capacidad Térmica de Conductores debido al Cortocircuito A continuación se verifica la capacidad térmica del conductor considerado para la línea frente a la corriente de cortocircuito, la cual esta dada por la siguiente formulación (Referencia: Overhead Power Lines Book 2003- F. Kiessling, P. Nefzger, J. F. Nolasco, U. Kaintzyk): Donde: Material del conductor I = kA Corriente admisible en amperios ( ) ( ) − + ≡ 1 2 1 ln t t kp c t S I α ρα γ Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA S = mm² Sección C = Joule/kg ºC Calor específico γ = kg/mm 3 m Peso específico ρ = Ohm mm2/m Resistividad del metal a la temperatura inicial t1 α = 1/°C Coeficiente incr. Resistencia c/ temperatura t1 = °C Temperatura en el instante t1 de inicio t2 = °C Temperatura en el instante t2 t = seg Tiempo duración del corto circuito kp = Coeficiente pedicular o Rca/Rcd Los resultados para el conductor y los cables de guarda de presentan en el Anexo Nº 4.2 4.3.4 Capacidad Térmica de Conductores El objeto del cálculo es determinar la temperatura de trabajo final del conductor teniendo en cuenta el efecto de las condiciones climatológicas así como la ubicación geográfica de la línea de transmisión. En el Anexo Nº 4.1 se muestra los resultados para la capacidad de la línea transmisión, en amperios, para diferentes temperaturas del medio ambiente y para las diferentes temperaturas del conductor. Esta información nos sirve de base para la definición de la temperatura en la hipótesis de máxima flecha del cálculo mecánico de conductores. Los cálculos, fueron hechos en base a IEEE Std. 738 – 2006 (IEEE Standard for calculating the Current-Temperature of bare Overhead Conductors) ) ( C S r C T R q q q I − + = Donde: C q Son las Pérdidas Convectivas (w/m). r q Es el calor irradiado por el conductor (w/m). S q Calor irradiado por el sol (w/m). I Es la Corriente (Amp). ) (Tc R Resistencia a la Temperatura del conductor (ohm/km). Como resultado se empleara el conductor ACSR Parakeet 319mm2 para la Línea de transmisión 220kV, 240MVA y se usara el mismo conductor para la Línea de 138kV, 150MVA (En ambos casos 2c/fase) Parámetros para el cálculo de ampacidad del conductor Emisitividad Absorción Solar Hora día mes Altitud terreno Temp. Amb- Vel. Viento Azimuth línea Latitud 0,6 0,5 12:00:00 a.m. Febrero 4000 msnm 25 ºC 0,5555 m/s 66,7 30,7 Ver Anexo Nº 4.2 4.3.5 Pérdidas Eléctricas a. Gradiente Corona Para limitar el efecto corona, se recomienda que los conductores tengan un radio mínimo, donde la tensión superficial, debe ser menor que el gradiente crítico visual. La configuración de 2 conductores por fase, ayuda a disminuir el gradiente corona. Tal efecto ocasiona pérdidas de energía, las cuales aumentan con la tensión y dependen asimismo de la distancia entre conductores y de su diámetro. (Referencia: EPRI – APPLET: CC-1 Conductor Surface Gradiente 2-D). De los cálculos realizados (ver Anexo Nº 4.1) se tiene un gradiente de 12.66 kV/cm, el cual esta por debajo del gradiente crítico. b. Pérdidas por efecto Corona En base a las características climáticas de la zona se tiene 2 indicadores de pérdidas por corona, sin lluvia y bajo lluvia, los resultados fueron obtenidos del EPRI – APPLET: CL-1 Transmision Line Corona Loss, en base al método BPA (Bonneville Power Administration), que aplica para nuestro caso. (Para 2 conductores por fase a más, corrección por altura y corrección por lluvia) Las consideraciones para el cálculo fueron en base a los datos del Senamhi y son las siguientes: Porcentaje del clima anual Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Clima Sin lluvia 65 % Clima con lluvia 30 % Fuerte lluvia 25 % Lluvia media 50 % Garúas 25 % Clima con nieve 5 % Fuerte nieve 20 % Nieve media 30 % Nieve ligera 40 % Granizo 10 % Total 100 % Precipitaciones 2.9 mm/h Los resultados obtenidos para Pérdidas corona son los siguientes: Conductor Sin Lluvia Con Lluvia kW/km kW/km Parakeet 1,8 5,4 El resultado de los cálculos se presenta en el Anexo Nº 4.1. 4.3.6 Pérdidas Joule Conductor Pérd Joule kW/km Pérdidas potencia% Parakeet 23,1 3 4.3.7 Pérdidas de Energía ) ( 760 8 año Km MWh F P EP P JA JA − × × = Donde el factor de pérdidas es: 2 7 , 0 3 , 0 C C P F F F × + × = Los cálculos se muestran en el Anexo Nº 4.1 y se realizaron para un factor de carga de 0,75. 4.4 SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO 4.4.1 Selección y Descripción Actualmente existen en el mercado pocas variedades en cuanto a materiales a ser utilizados. Las alternativas comunes son los aisladores de porcelana, de vidrio y los aisladores de goma de silicón. Para los niveles de tensión de 138 y 220 kV los precios de los aisladores son similares, mencionándose algunas características particulares de cada uno. Los aisladores poliméricos son menos pesados que los aisladores de porcelana y de vidrio, y su montaje es más fácil. En el país todavía no se han tenido buenas experiencias en las zonas de sierra de alturas superiores a los 3000 msnm. Los aisladores de vidrio son delicados, pero su ventaja se puede ver en el caso de falla. Cuando esto sucede, el aislador de vidrio se quiebra y las fracciones caen completamente lo que reduce el tiempo de ubicación de la falla y por lo tanto el de mantenimiento. Los aisladores de porcelana se han usado convencionalmente durante años en líneas de transmisión y has demostrado su utilidad, son competitivos en precio, pero como desventaja puede decir que el tiempo para detectar fallas es mayor que en otros casos. Para el proyecto se propone cadenas de aisladores de porcelana, pudiendo el concesionario reevaluar esta alternativa con aisladores de vidrio durante la ingeniería de obra. Para efectuar la selección por aislamiento se han definido las siguientes tres zonas de análisis: Definición de Zonas Zona Tensión Nominal Metros sobre el nivel del mar h (msnm) I 220 kV mayores a 3 500 msnm Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA II 220 kV hasta 3500 msnm III Enlace 138 kV h = 3 500 msnm Los criterios empleados para la definición del aislamiento de la línea se detallan a continuación. 4.4.2 Aislación Necesaria por Contaminación Esta solicitación ha determinado la longitud de la línea de fuga requerida dependiendo de la zona por donde pasa la línea de transmisión. El área geográfica del proyecto se caracteriza por desarrollarse en zona sierra y de frecuentes lluvias. Según las recomendaciones IEC 815 (ver Anexo Nº 4.3.1), para la zona sierra del proyecto corresponde la categoría de polución media de 20 mm / kV fase-fase, entonces para las diferentes zonas por altitud y tensiones se tiene las siguientes líneas de fuga: Aislamiento por Contaminación Zona Altitud (msnm) Factor Corrección Tensión (kV) Norma IEC 815 (mm/kV) Línea de Fuga (mm) Nº de Aisladores ANSI 52-3 I mayor a - 3500 1,325 220 20 6 228 22 II hasta - 3 500 1,242 220 20 5 837 20 III 3 500 1,242 138 20 3 602 13 4.4.3 Aislación Necesaria por Sobretensiones a Frecuencia Industrial Está dada por la siguiente expresión: fl N H Vmax fs Vfi n × × × − × × × = δ σ ) 1 ( 3 donde fs : Factor de sobretensión a frecuencia industrial (1,5) Vmax. : Tensión máxima (235 kV, 145 kV) H : Factor por Humedad (1,0) N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (3) σ : Desviación estándar (2%) δ : Densidad relativa del aire n : Exponente empírico (n=0,7) fl : Factor por lluvia (0,7) Obtenemos los siguientes resultados: Aislamiento por Sobretensión a Frecuencia Industrial Zona Tensión Nominal (kV) Altitud (msnm ) Densid. Relativa del aire (δ δδ δ ) Vfi (kV) Espaciamiento mínimo (mm) Nº de Aisladores ANSI 52-3 I 220 4 500 0,70 457 1 260 8 II 220 3 500 0,58 414 1 080 7 III 138 3 500 0,65 260 680 4 El espaciamiento mínimo se obtiene del gráfico mostrado en el Anexo Nº 4.3.2. 4.4.4 Aislación Necesaria por Sobrevoltajes de Maniobra Está dada por la siguiente expresión: fl N H Vmax fs Vm n × × × − × × × × = δ σ ) 1 ( 3 2 donde fs : Factor de sobretensión de maniobra (3) Vmax : Tensión máxima (235 kV, 145 kV) H : Factor por Humedad (1,0) N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (3) σ : Desviación estándar (5%) δ : Densidad relativa del aire n : Exponente empírico (n=0,8) fl : Factor por lluvia (0,95) Obtenemos los siguientes resultados: Aislamiento por Sobrevoltaje de Maniobra Zona Tensión Nominal (kV) Altitud (msnm ) Densid. Relativa del aire (δ δδ δ ) Vm (kV) Espaciamiento mínimo (mm) Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA I 220 4 500 0,70 1 114 3 100 II 220 3 500 0,58 996 2 200 III 138 3 500 0,65 627 1 200 El espaciamiento mínimo se obtiene del gráfico mostrado en el Anexo Nº 4.3.3. 4.4.5 Aislación Necesaria por Sobretensiones de Impulso Está dada por la siguiente expresión: δ σ × × − = ) 1 ( N NBI Vi donde NBI : Nivel Básico de Aislamiento (1050 kV-BIL y 650 kV-BIL, ver Anexo Nº 4.3.4) N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (1,3) σ : Desviación estándar (3%) δ : Densidad relativa del aire Obtenemos los siguientes resultados: Aislamiento por Sobrevoltaje al Impulso Zona Tensión Nominal (kV) Altitud (msnm ) Densid. Relativa del aire (δ δδ δ ) Vi (kV) Espaciamiento mínimo (mm) Nº de Aisladores ANSI 52-3 I 220 4 500 0,70 1 910 3 100 22 II 220 3 500 0,58 1 659 2 730 19 III 138 3 500 0,65 1 054 1 680 12 El espaciamiento mínimo se obtiene del gráfico mostrado en el Anexo Nº 4.3.2. 4.4.6 Cantidad de Aisladores Luego de evaluar los resultados anteriores, se define las siguientes cantidades de aisladores: Cantidad de Aisladores Cantidad de Aisladores Zona Tensión Nominal (kV) Altitud (msnm ) Suspensión Anclaje I 220 4 500 22 23 II 220 3 500 20 21 III 138 3 500 13 14 4.5 SELECCIÓN Y DISEÑO DE LAS ESTRUCTURAS SOPORTE 4.5.1 Selección del Tipo de Estructura Soporte Para la línea de transmisión en 220 kV se han utilizado estructuras de celosía (torres metálicas) ya que las alternativas de postes no son factibles por la naturaleza accidentada del terreno. Para el caso del enlace en 138 kV en Quencoro, de una longitud de 1,89 km, los primeros 1,01 km recorre por zona urbana, motivo por el cual se utilizan postes metálicos autosoportados, con aisladores line post, por razones del poco espacio que existe en dicho tramo, para luego continuar con cuatro (4) torres hasta la SE Quencoro Nueva. 4.5.2 Distancias Mínimas de Seguridad A continuación se muestran las distancias mínimas de seguridad que deberán ser respetadas, en todo el recorrido de la línea de transmisión, estas distancias mínimas han sido tomadas del CNE- Suministro 2001. a. Distancias verticales de seguridad de conductores sobre el nivel del piso. Distancias de seguridad 220kV 220kV 220kV 138kV Altura sobre el nivel del mar (msnm) <3000 4000 4500 3500 Al cruce de carreteras y avenidas 8.5 9.4 9.8 8.6 Al cruce de calles 8.5 9.4 9.8 8.6 Al cruce de vías de ferrocarril al canto superior del riel. 11.0 12.1 12.7 10.5 A lo largo de carreteras y avenidas 8.5 9.4 9.8 8.6 A lo largo de calles 8.5 9.4 9.8 8.6 A áreas no transitadas por vehículos 7.0 7.7 8.1 6.5 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Sobre el nivel mas alto de río no navegable 8.0 8.8 9.2 8.0 b. Ancho mínimo de faja de servidumbre (CNE suministro 2001) Para 220 kV es de 25 m y para 138 kV de 20 m. 4.5.3 Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores a. Determinación del esfuerzo EDS Se han definido las hipótesis de cálculo tomando en cuenta el Código Nacional de Suministro 2001- CNE-2001 considerando un EDS de 22% para el conductor y para el OPGW 15% y el cable de guarda 7/16" EHS 13%. El esfuerzo EDS del cable de guarda se estableció mediante la coordinación de flechas con el conductor de fase, se estableció que la flecha del cable de guarda es menor o igual al 90% de la flecha del conductor en condiciones normales EDS. Para el tramo de línea en 138kV se ha previsto un EDS de 5% en calles angostas y EDS de 10% en avenidas. El cambio de estado de los conductores se ha efectuado con software DLTCAD 2010. b. Hipótesis de Carga Las hipótesis de carga para los conductores fue calculada para lo zona más critica que la zona II, con una altitud máxima de 4 500 msnm, debido a que esta zona es la predomina como cantidad en km de LT, con un 60% de la ruta total. Las hipótesis consideradas para el cálculo mecánico de conductores son las siguientes: Conductor 319 mm² ACSR Parakeet (Menor a 3000 msnm) Zona II Hipótesis I Templado (EDS) -Temperatura (°C) 20 (la más crítica en Suriray) -Velocidad del viento (kmh) 0 -EDS (%) 22% Hipótesis II: Máxima Flecha -Temperatura (°C) 75 +27°(corresponde a capacida d térmica + efecto creep) -Velocidad del viento (kmh) 0 -Factor de seguridad 60% Hipótesis III: Viento Máximo -Temperatura (°C) 10 -Velocidad del viento (kmh) 94 -Factor de seguridad 60% Hipótesis IV: Hielo -Temperatura (°C) 0 -Velocidad del viento (kmh) 0 -Espesor de hielo (mm) 0 -Factor de seguridad 60% Hipótesis V: Hielo y Viento -Temperatura (°C) 0 -Velocidad del viento (kmh) 50 -Espesor de hielo (mm) 0 -Factor de seguridad 60% Conductor 319 mm² ACSR Parakeet (De 3000 a 4000 msnm) Zona II Hipótesis I Templado (EDS) -Temperatura (°C) 15 (la más crítica en Suriray) -Velocidad del viento (kmh) 0 -EDS (%) 22% Hipótesis II: Máxima Flecha -Temperatura (°C) 75 +27°(corresponde a capacida d térmica + efecto creep) -Velocidad del viento (kmh) 0 -Factor de seguridad 60% Hipótesis III: Viento Máximo -Temperatura (°C) 5 -Velocidad del viento (kmh) 104 -Factor de seguridad 60% Hipótesis IV: Hielo -Temperatura (°C) 0 -Velocidad del viento (kmh) 0 -Espesor de hielo (mm) 6 -Factor de seguridad 60% Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Hipótesis V: Hielo y Viento -Temperatura (°C) 0 -Velocidad del viento (kmh) 52 -Espesor de hielo (mm) 3 -Factor de seguridad 60% Conductor 319 mm² ACSR Parakeet (De 4000 a 4500 msnm) Zona II Hipótesis I Templado (EDS) -Temperatura (°C) 10 (la más crítica en Suriray) -Velocidad del viento (kmh) 0 -EDS (%) 22% Hipótesis II: Máxima Flecha -Temperatura (°C) 75 +27°(corresponde a capacida d térmica + efecto creep) -Velocidad del viento (kmh) 0 -Factor de seguridad 60% Hipótesis III: Viento Máximo -Temperatura (°C) 0 -Velocidad del viento (kmh) 113 -Factor de seguridad 60% Hipótesis IV: Hielo -Temperatura (°C) -5 -Velocidad del viento (kmh) 0 -Espesor de hielo (mm) 25 -Factor de seguridad 60% Hipótesis V: Hielo y Viento -Temperatura (°C) -5 -Velocidad del viento (kmh) 56 -Espesor de hielo (mm) 12 -Factor de seguridad 60% Los cálculos mecánicos de conductores se muestran en el Anexo Nº 4.4.1 Las hipótesis consideradas para el cálculo mecánico del cable de guarda son las siguientes: Cable de Guarda Óptico 106mm² OPG 7/16" EHS (Menor a 3000msnm) Zona II II Hipótesis I Templado (EDS) -Temperatura (°C) 20 20 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -EDS (%) 15% 13% Hipótesis II: Máxima Flecha -Temperatura (°C) 35 35 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -Factor de seguridad 60% 60% Hipótesis III: Viento Máximo -Temperatura (°C) 0 0 -Velocidad del viento (kmh) 94 94 -Factor de seguridad 60% 60% Hipótesis IV: Hielo -Temperatura (°C) 0 0 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -Espesor de hielo (mm) 0 0 -Factor de seguridad 60% 60% Hipótesis V: Hielo y Viento -Temperatura (°C) 5 5 -Velocidad del viento (kmh) 50 50 -Espesor de hielo (mm) 0 0 -Factor de seguridad 60% 60% Cable de Guarda Óptico 106mm² OPG 7/16" EHS (De 3000 a 4000 msnm) Zona II II Hipótesis I Templado (EDS) -Temperatura (°C) 15 15 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -EDS (%) 15% 13% Hipótesis II: Máxima Flecha -Temperatura (°C) 35 35 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -Factor de seguridad 60% 60% Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Hipótesis III: Viento Máximo -Temperatura (°C) 5 5 -Velocidad del viento (kmh) 104 104 -Factor de seguridad 60% 60% Hipótesis IV: Hielo -Temperatura (°C) 0 0 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -Espesor de hielo (mm) 6 6 -Factor de seguridad 60% 60% Hipótesis V: Hielo y Viento -Temperatura (°C) 0 0 -Velocidad del viento (kmh) 52 52 -Espesor de hielo (mm) 3 3 -Factor de seguridad 60% 60% Cable de Guarda Óptico 106mm² OPG 7/16" EHS (De 4000 a 4500 msnm) Zona II II Hipótesis I Templado (EDS) -Temperatura (°C) 10 10 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -EDS (%) 15% 13% Hipótesis II: Máxima Flecha -Temperatura (°C) 35 35 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -Factor de seguridad 60% 60% Hipótesis III: Viento Máximo -Temperatura (°C) 0 0 -Velocidad del viento (kmh) 113 113 -Factor de seguridad 60% 60% Hipótesis IV: Hielo -Temperatura (°C) -5 -5 -Velocidad del viento (kmh) 0 0 -Espesor de hielo (mm) 25 25 -Factor de seguridad 60% 60% Hipótesis V: Hielo y Viento -Temperatura (°C) -5 -5 -Velocidad del viento (kmh) 56 56 -Espesor de hielo (mm) 12 12 -Factor de seguridad 60% 60% Los cálculos mecánicos de los cables de guarda se muestran en el Anexo Nº 4.4.2 c. Cálculo Mecánico de Estructuras Para los cálculos mecánicos de las estructuras el concesionario debe tomar en cuenta las recomendaciones del Código Nacional de Suministro Eléctrico 2001; sin embargo dado que el código en referencia no define de manera precisa las hipótesis de cálculo se definen referencialmente las siguientes : Para las estructuras de Suspensión (Tipo "S") Hipótesis Normal Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre Tracción de los conductores y cables de guarda para el ángulo de 3° Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Las cargas corresponderán a la situación mas crítica de los CMC Hipótesis excepcional Se calculará el árbol de cargas para las hipótesis de rotura de conductores de cada fase y cada uno de los cables de guarda por separado en las condiciones EDS es decir sin viento y como cárgas verticales el vano peso y carga operativa de 100 kg (en total se determinarán 5 hipótesis: 3 para roturas de cada conductor y dos para rotura de cada cable de guarda Para estructuras de Anclaje (Tipo "A"- Anclaje) Hipótesis normal Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre Tracción de los conductores y cables de guarda para un ángulo de 3° Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Las cargas corresponderán a la situación mas crítica de los CMC Hipótesis excepcional Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Desbalance de las tracciones unilaterales de los conductores y cable de guarda al 33% en las condiciones EDS es decir sin viento Cargas verticales (vano peso y carga operativa de 100 kg) Para estructuras de Anclaje (Tipo "A"- Anclaje/Angular) Hipótesis normal Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre Tracción de los conductores y cables de guarda para un ángulo de 30° Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Las cargas corresponderán a la situación mas crítica de los CMC Hipótesis excepcional Desbalance de las tracciones unilaterales de los conductores y cable de guarda al 100% en las condiciones EDS, es decir sin viento Cargas verticales (vano peso y carga operativa de 100 kg) Para las estructuras Terminales (Tipo "T") Hipótesis normal Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre Tracción de los conductores y cables de guarda para un ángulo de 90° Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Hipótesis Terminal Tracciones unilaterales de los tres conductores y los dos cables de guarda en la hipótesis más crítica de esfuerzos y vientos Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Hipótesis Especial Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre (Vano:1500) Tracción de los conductores y cables de guarda para un ángulo de 3° Cargas verticales (vano peso de 3000m y 100 kG de carga de operación) De acuerdo al CNE-Suministro 2001 se deben considerar un factor de resistencia para el acero de 1.0 y los siguientes factores de sobrecarga para las estructuras: Cargas transversales normales Viento : 2.5 Tracción de conductores : 1.65 Cargas longitudinales normales En general : 1.1 En los anclajes : 1.6 Cargas verticales : 1.25 Cargas excepcionales Transversales : 1.15 Longitudinales : 1.15 Verticales : 1.15 4.6 PRESTACIÓN DE ESTRUCTURAS Las prestaciones previstas para las estructuras metálicas de acero galvanizado en celosía, se muestra en el siguiente resumen: Prestaciones para Estructuras Soporte de LT 220 kV Tipo de Estructura Angulo (°) Vano Viento (m) Vano Peso (m) Vano Máximo Lateral (m) Suspensión “S” 0° 500 1 000 650 Suspensión “S” 3° 400 1 000 500 Ángulo-Anclaje “A” 0° 800 1 600 1 200 Ángulo-Anclaje “A” 30° 300 1 000 400 Ángulo-Terminal “T” 0-90° 400 1 500 500 Anclaje - Especial“T” 3° 1 500 3 000 2 000 Se han efectuado los diseños que permiten definir las dimensiones de la cabeza de la torre, asimismo se ha determinado la altura media ±0 de la torre y los vanos medio y peso aproximados para cada zona que recorrerá la línea de transmisión. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 4.7 SELECCIÓN Y DISEÑO DE LAS PUESTAS A TIERRA Los cálculos de la puesta a tierra dependerán de las mediciones de resistividad que lleve a cabo el Concesionario, asi como los materiales a ser utilizados Como referencia se muestra el plano con alternativas de puesta a tierra y los materiales siguientes: Conductor Material : Acero recubierto de cobre (tipo Copperweld) Calibre : 35 mm 2 (2 AWG) Hilos componentes : 1 Sección Real : 33,62 mm 2 Diámetro exterior : 6,54 mm Resistencia eléctrica : 1743 Ohm/km Peso unitario : 268,8 daN/km Carga de rotura : 2527 daN Conductividad : 30% Jabalina Material : Acero recubierto de cobre (tipo Copperweld) Diámetro : 5/8” (15,87 mm) Longitud : 8’ (2,43 m) 5 5. . E ES SP PE EC CI IF FI IC CA AC CI IO ON NE ES S T TÉ ÉC CN NI IC CA AS S D DE E S SU UB BE ES ST TA AC CI IO ON NE ES S 5.1 EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN Y COMPENSACIÓN 5.1.1 Alcance Definir los requisitos para el diseño, fabricación, ensamble y pruebas de autotransformadores monofásicos de potencia y reactores requeridos en la subestación Nueva Quencoro, así como los elementos auxiliares necesarios para su correcto funcionamiento y operación. Las presentes especificaciones son referenciales, el Concesionario definirá las características finales de los equipos señalados. 5.1.2 Normas Las principales normas ha considerar para el diseño, fabricación y pruebas de los transformadores son las siguientes: Publicación IEC 60060: "High - voltage test techniques” Publicación IEC 60076: "Power transformers", Partes 1 a 5, parte 8 y 10 Publicación IEC 60137: "Insulating bushing for alternating voltages above 1000 V" Publicación IEC 60214: "On-load tap changers" Publicación IEC 60289: “Reactors” Publicación IEC 60296: "Specification for unused mineral insulating oils for transformers and switchgear". Publicación IEC 60076-7: "Loading guide for oil immersed power transformers" Publicación IEC 60422: "Supervision and maintenance guide for mineral insulating oils in electrical equipment". Publicación IEC 60475: "Method of sampling liquid dielectrics” Publicación IEC 60542: "Application guide for on-load tap changers" NEMA PUB.TR1: "Transformers, Regulators and Reactors" Publicación ASTM Designation D3487: "Standard Specification for Mineral Insulating Oil Used in Electrical Apparatus". Fundiciones de acero. ASTM A 27: "Especificaciones para fundiciones de acero al carbón de baja y mediana resistencia" Placas de acero (para partes de bajo esfuerzo). ASTM A 283: "Especificaciones para placas de acero al carbón de resistencia baja e intermedia de calidad estructural" Acero estructural. ASTM A 36: "Especificaciones para el acero estructural" Placas de acero (para partes portadoras de esfuerzo importantes) ASTM A 285: "Especificaciones para láminas de tanques a presión de resistencia baja e intermedia" Acero hecho en horno eléctrico. ASTM A 345: "Especificaciones para láminas lisas de acero hechas en horno eléctrico para aplicaciones magnéticas" Cobre electrolítico. ASTM B 5: "Especificaciones para alambre en barras, pastas, planchas, lingotes y barras de cobre electrolítico" Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Tubos (intercambiadores de calor). ASTM B111: "Especificaciones para tubos de cobre y aleaciones de cobre sin costura y su almacenamiento. Aleación de cobre No. 715” Accesorios de tuberías. ASTM B 16.5: "Bridas de tubos de acero y accesorios embridados" Papel aislante. ASTM D 1305: "Papel y cartón para aislamiento eléctrico" Para soldaduras de partes sometidas a esfuerzos principales, las calificaciones de los procesos de 5.1.3 Tipo Los autotransformadores serán monofásicos con principio de construcción del tipo acorazado o de columnas; los reactores deberán ser trifásicos con un principio de construcción del tipo sin núcleo con pantalla magnética, o del tipo de núcleo con entrehierro. Deberán estar provistos de un tanque de expansión externo montando en el equipo. 5.1.4 Límites de aumento de temperatura El aumento de temperatura observable de los transformadores y de los reactores, o de sus partes, deberá determinarse de acuerdo con la Publicación IEC 60076-2, con las correcciones requeridas por las condiciones ambientales del sitio. 5.1.5 Núcleos Los núcleos serán construidos de acero al silicio, laminado en frío, de grano orientado, de la más alta calidad, apto para este propósito; las láminas tendrán un espesor aproximado de 0,3 mm, de bajas pérdidas, alta permeabilidad. Las láminas serán recortadas en tamaños adecuados, sin rebabas para asegurar sus bordes suaves. Las superficies de cada lámina recibirán un tratamiento aislante con una película que proporcione una adecuada resistencia interlaminar. Los núcleos serán cuidadosamente ensamblados y rígidamente sujetados para asegurar una adecuada fortaleza mecánica para soportar los devanados y prevenir el deslizamiento de las láminas durante el embarque, así como reducir al mínimo las vibraciones durante la operación del transformador. Los núcleos deben estar provistos de elementos apropiados para su izaje cuando se realicen labores de reparación o mantenimiento que requieran el destanqueo; los núcleos no permitirán la transferencia de esfuerzos entre sus sujeciones superior e inferior. Las estructuras de fijación de los núcleos serán construidas en tal forma que sean mínimas las corrientes parásitas; estas estructuras serán rígidamente puestas a tierra en un punto para evitar potenciales electrostáticos. Deberá preverse en el interior del equipo la instalación de una pantalla de material magnético para reducir las pérdidas debidas a la dispersión del flujo. 5.1.6 Devanados Los materiales, diseño, construcción y ensamble de los devanados serán de la mejor calidad y se ajustarán a las últimas técnicas requeridas para estos equipos, se acogerán a todos los factores de servicio, tales como la rigidez dieléctrica y la resistencia mecánica del aislamiento, las limitaciones a la libre circulación del aceite serán mínimas. Las bobinas serán diseñadas y construidas de tal forma que absorban las expansiones y contracciones debidas a los cambios de temperatura; además deben poseer la rigidez adecuada para soportar los movimientos y distorsiones ocasionados por las condiciones anormales de operación. Se deberán colocar barreras aislantes de alto poder dieléctrico entre el núcleo y los devanados y entre los devanados. La tensión máxima entre espiras adyacentes deberá garantizar la adecuada operación del equipo y las condiciones óptimas de aislamiento; el Concesionario deberá de contar con las memorias de cálculo donde se incluya estas tensiones y el espesor del aislamiento. Los extremos de las bobinas tendrán una protección adicional contra perturbaciones, debidas a variaciones repentinas de la corriente y la tensión, igual tratamiento debe preverse en el núcleo y otros puntos agudos con el fin de reducir estos esfuerzos dieléctricos creados. Los conductores de las bobinas serán aislados y apropiadamente transpuestos con el fin de reducir las pérdidas por corrientes de Eddy. El tipo de papel que se utilice en la construcción de los devanados deberá ser termoestabilizado. Los devanados y conexiones serán aptos para soportar las perturbaciones que se puedan presentar durante el transporte, o debidas a maniobras u otras condiciones transitorias durante el servicio. Los autotransformadores y los reactores serán aptos para soportar, térmica y dinámicamente, las corrientes de cortocircuito debidas a cualquier tipo de falla, así como las corrientes de "in-rush" superpuestas a la falla cuando los transformadores sean energizados sobre una falla externa. Para obtener una refrigeración interna apropiada de los devanados en los transformadores, el aceite deber ser dirigido o guiado a través de ellos. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 5.1.7 Tanques Estos serán en lámina de acero, de construcción robusta y hermética al aceite, la unión entre la cubierta y la parte que permita acceso al núcleo y las bobinas será soldada o pernada con un número suficiente de tornillos espaciados adecuadamente y con empaques resistentes al aceite que hagan que el conjunto sea completamente hermético. Los empaques entre superficies metálicas serán colocados en ranuras o mantenidos en el sitio por medio de retenedores. Los empaques serán fabricados de materiales elásticos y herméticos al aceite. La cubierta poseerá uno o varios orificios de inspección de tamaño adecuado que faciliten el acceso a los extremos inferiores de los bujes y terminales y a las partes superiores de las bobinas. La base de cada tanque será diseñada en tal forma que sea posible mover la unidad, con o sin aceite, en cualquier dirección sin peligro. Las soldaduras a realizar serán de tipo uniforme de la más alta calidad. Todas las uniones exteriores, como las de los apoyos de los gatos serán soldadas. El proceso usado para las soldaduras será el eléctrico por arco y los electrodos estarán de acuerdo con las Publicaciones ASTM respectivas. Para levantar partes esenciales, se usarán tornillos de ojo, argollas o ambos. Las argollas tendrán un factor de seguridad mínimo de dos para su límite elástico. En el interior de cada tanque se localizarán guías adecuadas que permitan la remoción o colocación de los núcleos y devanados dentro del tanque. Los tanques serán capaces de soportar, sin presentar deformaciones permanentes, un vacío completo; las válvulas, accesorios y tuberías tendrán un diseño y construcción aptos para soportar un vacío completo. En dos lados diametralmente opuestos del tanque, y cerca al fondo, se proveerán dos placas para puesta a tierra. Las placas serán suministradas con conectores sin soldadura para conexión a la malla de tierra. El tanque estará provisto de una base apropiada con ruedas, las cuales estarán equipadas con cojinetes de bolas o rodillos previstos para lubricar con grasa a alta presión. Las ruedas deberán estar diseñadas de tal manera que puedan girarse 90 grados en sus pivotes, y serán adecuadas para el uso en una vía que tendrá rieles. Para desplazar horizontalmente el equipo, ensamblado y lleno de aceite, el tanque poseerá ojos de tiro. Con el fin de verificar en el sitio los choques o impactos no usuales durante el transporte, se colocarán en cada equipo, registradores de impacto, que operen en tres direcciones. Cada tanque deberá estar provisto con un dispositivo de alivio de presión localizado en la parte superior del mismo, el cual tendrá el tamaño suficiente para un relevo rápido de cualquier presión que pueda generarse dentro del tanque y que puede ocasionar averías al equipo. Deberán proveerse medios para prevenir la entrada de lluvia o polvo. 5.1.8 Sistema de preservación de aceite Cada autotransformador y reactor deberá estar equipado con un sistema apropiado de preservación de aceite, del tipo tanque de expansión o conservador, que minimice la posibilidad de contaminación del aceite en el tanque principal por absorción de agua o aire y prevenga el desarrollo de presiones negativa o positiva excesivas en el tanque a través de los ciclos de carga esperados. El tanque conservador deberá estar colocado en tal posición que no obstruya las conexiones eléctricas; un agujero de inspección, en la parte superior del conservador, deberá ubicarse de tal manera que pueda accederse para labores de limpieza. Deberá especificarse la forma y el material usado para mantener aislado el aceite del aire. Deberá preverse también una conexión mediante válvula manual que permita igualar las presiones en las zonas de aceite y de aire en el tanque conservador para condiciones de mantenimiento. El espacio en aire dentro del tanque deberá mantenerse seco por medio de un respirador de deshidratación del tipo de silica-gel. La silica-gel deberá ser fácilmente removible para su secado. El conservador deberá estar equipado con un indicador de nivel de aceite para lectura directa. Deberán preverse dos (2) válvulas entre el tanque conservador y el principal, a cada lado del relé Buchholz, con la robustez requerida para soportar las vibraciones y condiciones propias de operación de los autotransformadores y de los reactores. 5.1.9 Sistema de enfriamiento Las etapas y el diseño del sistema de enfriamiento serán definidos por el Concesionario. 5.1.10 Cambiadores de tomas del transformador Cada transformador deberá estar equipado con un cambiador de tomas bajo carga (OLTC), eléctricamente operado y apropiado para control automático y manual dispuesto mediante los selectores. El cambiador deberá tener las mismas características asignadas que el correspondiente transformador en relación con la capacidad de soportar cortocircuito y sobrecarga, niveles de aislamiento y otras características aplicables. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA El aumento de temperatura no excederá los límites establecidos en la Publicación IEC 60214 cuando los contactos lleven la corriente asignada de paso. El cambiador de tomas consistirá de un conmutador, un selector de tomas, un mecanismo motorizado y dispositivos de control, además de contar con el respectivo mecanismo para extinción de arco. El motor deberá ser apropiado para 380/220 V, sistema trifásico a 60 Hz. Cada mecanismo motorizado deberá estar provisto de un freno operado magnéticamente para garantizar un control preciso del cambiador. El mecanismo motorizado deberá albergarse en una caja para uso exterior, con grado de protección IP54 a ser montada en el transformador, provista con un calefactor actuado tanto por suiche manual como automáticamente por higróstato, para prevenir la condensación de humedad. La caja debe incluir el motor y los contactores, un contador mecánico de operaciones, un indicador mecánico de posición con puntos máximos y mínimos, visible desde el exterior, un transmisor para indicación remota de posición, botones de operación para subir y bajar, y un suiche de control para el control local y remoto del cambiador, que deberá estar localizado en su gabinete individual de control. Deberá suministrarse una manivela o una volante para la operación manual del mecanismo de accionamiento. El cambiador de tomas deberá estar controlado por un relé regulador de tensión de estado sólido, programable, que pueda ajustarse para operar bien sea en una característica de tiempo inverso o de tiempo definido con ajustes de tiempo graduables; este relé deberá estar diseñado de acuerdo con los pasos y el rango especificado. Adicionalmente debe estar en capacidad de controlar la operación de dos o más transformadores en paralelo, estando dispuesto mediante un selector “Maestro - Seguidor” para realizar esta función, debe poder compensar la caída de tensión en la línea, tener monitoreo de sobre - baja tensión y bloqueo por sobrecorriente. Debe disponer de funciones de automonitoreo de la operación del cambiador de tomas y dar las alarmas correspondientes. El cambiador de tomas deberá estar provisto de puertos de comunicación serial que permitan su indicación, parametrización y ajuste remoto y debe disponer de protocolos de comunicación normalizados tales como IEC 60870-5-103 o DNP 3.0. El sistema de regulación de tensión debe ser tal que permita la operación en paralelo del transformador con otro en la subestación, pudiendo operar uno como seguidor y el otro como maestro y viceversa. Los comandos de subir y bajar tomas desde el sistema de control se darán a través del regulador de tensión, y cuando éste se encuentre indisponible o se presente una falla en el OLTC o en el transformador será el sistema de control quien se encargará de bloquear la acción del regulador de tensión. El Contratista deberá someter a la aprobación los diagramas de circuito completos del control para el cambiador de tomas. 5.1.11 Bujes terminales En 220 y 138 kV los conductores de los devanados serán sacados a través de bujes. Todos los bujes serán suministrados con espárragos roscados tipo terminal. Los bujes de alta tensión serán del tipo condensador sellado, sumergidos en aceite, con papel impregnado en aceite, para obtener un mayor aislamiento. No se permitirán los bujes de construcción conductor pasante. El diseño de los bujes será tal que disminuya las descargas eléctricas por efecto corona y la radio - interferencia. Los blindajes para esfuerzo y corona serán considerados parte integral de los bujes. Las distancias eléctricas de los bujes deberán estar conformes a lo recomendado en la Publicación IEC 60076-3-1 de acuerdo con el nivel de tensión. Todas las superficies de contacto de los terminales externos serán plateadas, usando plata pura libre de cobre, con un espesor de la capa no inferior a 0,025 mm. Todos los bujes de alta tensión serán llenados con aceite aislante, el cual será independiente del aceite de los demás tanques o recipientes del equipo. Se incluirán elementos que aseguren el correcto nivel del aceite en los bujes de alta tensión, y los indicadores de nivel deberán dar una indicación adecuada a un observador en el piso. La construcción de los bujes debe permitir el soporte de cargas máximas de trabajo con factores de seguridad mínimos de 2,5. En 10,5 kV el transformador estará equipado con una cajuela y terminales para la conexión del transformador con cables de energía. 5.1.12 Gabinete de control Deberá suministrarse un gabinete para instalación sobre el tanque del equipo de transformación el cual deberá albergar los siguientes equipos: Relés auxiliares para temporizar la operación de la bomba Contador de tiempo de operación de la bomba Contador de número de operaciones de la bomba Guardamotor para la bomba y el motor Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Selector “Operación - En prueba” Calefacción con control automático El gabinete debe poseer grado de protección IP 54 Todos los equipos auxiliares para señales y protección serán digitales y provistos de los terminales para conectarse a los controladores de bahía bajo el protocolo requerido por este último con el objeto de integrar las señales al Centro de Control 5.1.13 Válvulas Cada transformador tendrá válvulas para: Drenaje del tanque (válvula de compuerta con brida) Muestreo de aceite en la parte inferior del tanque Conexión inferior del filtro prensa y drenaje completo para el tanque principal y el conservador (Ø 50 mm) Conexión superior del filtro prensa para el tanque principal y el conservador (Ø 50 mm) Extracción del aire del respiradero del aliviador de presión Remoción de los radiadores sin drenar el tanque del equipo (tipo chapeta) Drenaje del tanque conservador del cambiador de tomas. Válvulas tipo chapeta superior e inferior para el relé Buchholz y el relé de flujo de aceite Válvulas para el dispositivo de muestreo del relé Buchholz y del relé de flujo de aceite Válvulas para desmontar y mantener las bombas de aceite del autotransformador Dispositivo de alivio de presión 5.1.14 Accesorios principales del transformador Detectores de temperatura Indicadores de temperatura Relé térmico Relé Buchholz Relé de presión súbita Relé de flujo de aceite Indicador de flujo de aceite Indicador de nivel de aceite Indicador de temperatura de aceite Indicación remota Pernos de anclaje Placas de identificación Todos los equipos auxiliares para señales y protección serán digitales y provistos de los terminales para conectarse a los controladores de bahía bajo el protocolo requerido por este último con el objeto de integrar las señales al Centro de Control. 5.1.15 Dispositivos auxiliares del transformador Monitor de temperatura: Para el monitoreo de la temperatura del aceite y los devanados del autotransformador se requiere que el monitor tenga la opción para los devanados de alta y baja tensión en un solo módulo o en dos si es el caso. El monitor de temperatura deberá contar con entradas para sensores de temperatura Pt100 a 0ºC, garantizando alta precisión y estabilidad, un rango de temperatura entre -55 a 200ºC. Deberá estar provisto de contactos NA para alarmas y señales de disparo por temperaturas de devanados y aceite y además contactos que indiquen una falla interna o falta de alimentación. Para las comunicaciones deberá contar con puertos RS485 y RS232 con protocolos de comunicación DNP3.0, IEC 61850 o ETHERNET. El sistema de monitoreo de temperatura se ubicará en un gabinete tipo exterior que será adosado al transformador y llevará una puerta que permita visualizar la pantalla de los equipos. El monitor de temperatura deberá supervisar los valores de temperatura ajustables para cumplir las siguientes fases: a) Control de ventiladores para la refrigeración forzada b) Iniciar una alarma cuando se ha alcanzado la máxima temperatura de seguridad del devanado c) Disparar el interruptor de para desenergizar el transformador. Relé de Rotura Membrana/Bolsa: Este dispositivo capaz de detectar la rotura de la membrana o bolsa de caucho usada en sistemas de preservación de aceite en transformadores de potencia, debe estar provisto de un sensor óptico que Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA será montado sobre la membrana o dentro de la bolsa de caucho (lado del aire) y una unidad de control localizada en el panel del transformador. El sensor debe estar provisto de una cápsula de polysulfón conteniendo un LED emisor y un circuito disparador. La unidad de control debe poseer contactos de salida y de señalización para integrarse con el sistema de control y protección del transformador. Monitor On-Line de Bushings: Instalados en los bushings del transformador para la detección temprana del deterioro del aislamiento, realizando el monitoreo de la capacitancia y del factor de disipación (tangente delta) del aislamiento del bushing. El sistema de monitoreo lo constituirán tres partes básicas: Adaptador para tapa de test o tap de tensión: será el encargado de proveer la conexión eléctrica al tap del bushing, garantizando también su rigidez mecánica y vedación contra intemperies. Incorporará también la protección contra apertura accidental del circuito de medición, evitando que el tap permanezca en abierto. Módulo de Medición: Será el encargado de recibir las corrientes de fuga de tres bushings de un conjunto trifásico, efectúa las mediciones de estas corrientes y un primer nivel de procesamiento de las informaciones, disponibilizándolas para el Módulo de Interface a través de una puerta de comunicación serial RS485. Módulo de Interface: Que recibirá las informaciones de uno, dos o tres módulos de medición y efectuará su procesamiento matemático y estadístico, deberán ser capaces de mostrar los valores de capacitancia y tangente delta de cada bushing en displays frontales. Posee también salidas analógicas (mA), contactos de alarma y puertas de comunicación serial RS485 y RS232 disponibles al usuario. El sistema de monitoreo deberá contar con protocolo de comunicaciones DNP3.0, IEC 61850 o ETHERNET. Monitor de gas y humedad: El monitor de gas y humedad será el encargado de monitorear la cantidad de hidrógeno disuelto en aceite mineral aislante. Cuando los niveles de hidrógeno pasan los límites establecidos o sufra un aumento elevado deberá ser capaz de emitir señales de alarmas para dar alerta al propietario de la subestación. El monitor de gas y humedad está compuesto por un módulo de medición y un módulo de interface. El módulo de medición se acopla a una válvula de aceite en el transformador, contiene sensores de medición y posee un puerto RS485 a través del cual son transmitidos los datos al módulo de interface que es el encargado de disponibilizar la información en la pantalla local o de manera remota a través de las salidas analógicas, salidas a contactos secos y por un puerto RS485, además de contar con protocolo DNP3.0, IEC 61850 o ETHERNET para las comunicaciones. El módulo de interface deberá efectuar los cálculos de tendencia y almacenaje de valores históricos en memoria no volátil. El monitor de gas y humedad deberá estar ubicado en un gabinete tipo exterior ubicado en el transformador de potencia 5.1.16 Aceite El aceite mineral aislante, no inhibido y nuevo, debe obtenerse por destilación de crudos de petróleo de base predominantemente naftécnica y refinado por métodos que satisfagan convenientemente las pruebas estipuladas para el despacho, entendiéndose por no inhibido el aceite libre de cualquier aditivo natural o sintético. El aceite debe satisfacer los valores límites de las propiedades físico-químicas funcionales y los métodos de prueba indicados para un aceite Clase I, en las Publicaciones IEC 60296 e IEC 60422. 5.1.17 Pintura A menos que se prevea de otra manera, todas las superficies no terminadas de los autotransformadores y accesorios expuestos al agua deberán ser completamente limpiadas y recibirán una pintura apropiada: la primera capa con resina epóxica, la capa intermedia con resina epóxica y el acabado con pintura de poliuretano, resistente al trópico, antes del embarque. Todas las superficies terminadas deberán cubrirse con un compuesto apropiado para prevenir el óxido. Los gabinetes metálicos serán suministrados con su protección de pintura final. Las superficies interiores del tanque y conservador deberán ser pintadas con resina epóxica. 5.1.18 Pruebas El Concesionario verificará el desarrollo de las pruebas que garanticen las características técnicas de los equipos mencionados. El Ministerio de Energía y Minas podrá solicitar al concesionario el protocolo de pruebas de los equipos. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 5.1.19 Tabla de datos técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS AUTOTRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante 2 País 3 Normas IEC 60076 4 Frecuencia asignada (fr) Hz 60 5 Tensión asignada en la derivación principal (Ur) a) Devanado alta tensión, 1 kV 220:√3 b) Devanado baja tensión, 2 kV 138:√ 3 c) Devanado terciario, 3 kV 10,5 6 Tensión más elevada para el material (Um) a) Devanado alta tensión, 1 kV 245: √3 b) Devanado baja tensión, 2 kV 145: √3 c) Devanado terciario, 3 kV 12 7 Polaridad Sustractiva 8 Tipo de refrigeración a) Natural ONAN b) Primera etapa ONAF 9 Conexión de los arrollamientos Estrella/ Estrella/ Delta 10 Conexión del neutro a) Devanado común, 1 Estrella b) Devanado terciario, 3 Delta 11 Potencia asignada continua en todas las derivaciones de los devanados, con refrigeración natural ONAN a) Devanado alta tensión, 1 MVA 40 b) Devanado baja tensión, 2 MVA 40 c) Devanado terciario, 3 MVA 13.5 12 Potencia asignada continua en todas las derivaciones de los devanados, con el primer paso de refrigeración ONAF a) Devanado alta tensión, 1 MVA 50 b) Devanado baja tensión, 2 MVA 50 c) Devanado terciario, 3 MVA 17 13 Impedancias, referidas a una temperatura de 75°C, sujetas a 10% de tolerancia, basadas en la potencia ODAF (240 MVA) y con el cambiador de derivaciones en la derivación principal a) Z 1 – 2 % b) Z 1 – 3 % c) Z 2 – 3 % 14 Impedancias entre devanados 1-2, en las mismas condiciones anteriores a) Con cambiador en la derivación máxima % b) Con cambiador en la derivación mínima % 15 Límites de aumento de temperatura, en la derivación que produce la máxima temperatura del devanado y en cada paso de potencia (asumiendo la temperatura ambiente que se indica en las especificaciones) a) Devanados, medido por el método de resistencia • ONAN °C 65 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS AUTOTRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado • ONAF °C 65 b) Parte superior del aceite, medido por termómetro • ONAN °C 60 • ONAF °C 60 16 Corriente de excitación en porcentaje de la corriente asignada medida en el lado de alta. A 100 % de la tensión asignada % < 0,50 17 Pérdidas en vacío a la relación y la frecuencia asignada a) Al 100% de la tensión asignada kW b) Al 110% de la tensión asignada kW 18 Pérdidas bajo carga (suma de las pérdidas de todos los devanados) a 75°C de temperatura de referencia y a la frecuencia asignada a) A la corriente asignada con potencia ONAN kW b) A la corriente asignada con potencia ONAF kW 19 Pérdidas totales a (suma de las pérdidas de todos los devanados) a 75°C de temperatura de referencia y la frecuencia asignada a) A la corriente asignada con potencia ONAN kW b) A la corriente asignada con potencia ONAF kW 20 Demanda en los elementos auxiliares (ventiladores, bombas, etc.) a) Con la primera etapa de refrigeración, ONAF kW 21 Tipo de construcción del núcleo (acorazado o de columnas) 22 Tipos de aislamiento a) Devanado Primario, 1 (*) b) Devanado Secundario, 2 (*) c) Devanado terciario, 3 (*) d) Derivaciones (*) e) Conexión de las derivaciones (*) 23 Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo (Up) a) Primario, 1 kV 1300 b) Secundario, 2 kV 750 c) Terciario 3, kV 95 d) Neutro kV 24 Tensión asignada soportada de corta duración a la frecuencia industrial (Ud) a) Primario, 1 kV 680 b) Secundario, 2 kV 325 c) Terciario, 3, kV 38 d) Neutro kV 25 Niveles de cortocircuito para la habilidad térmica, 2 s de duración a) Devanado alta tensión, 1 kA b) Devanado baja tensión, 2 kA c) Devanado terciario, 3 kA 26 Nivel de cortocircuito asignado al sistema a) Devanado Primario, 1 kA 40 b) Devanado Secundario, 2 kA 31 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS AUTOTRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado c) Devanado terciario, 3 kA 27 Tensión de prueba de radio interferencia kV (*) 28 Tensión máxima de radio interferencia a 0,5 MHz µV (*) 29 Nivel máximo de ruido dB 81 30 Cumplimiento con el sistema de calidad ISO 9002 (*) Definido por el concesionario. TABLA DE DATOS TÉCNICOS REACTOR 20MVAR Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante 2 País 3 Norma IEC 60289 4 Potencia asignada Mvar 20 5 Frecuencia asignada (fr) Hz 60 6 Tipo de refrigeración ONAN 7 Tipo de construcción del núcleo 8 Método de puesta a tierra Sólido 9 Tensión asignada (Ur) - Alta tensión kV - Neutro kV 10 Tensión más elevada del material (Um) - Alta tensión kV 245 - Neutro kV 11 Características de magnetización a) Tensión porcentual de saturación (“Knee point”) con respecto a la tensión asignada % ≥130 b) Tolerancia del “Knee point” % ± 5 12 Impedancia referida a 75 °C y a la tensión asignada ohm 13 Tipo de aislamiento No Uniforme 14 Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo (Up) - Alta tensión kV 1300 - Neutro kV 15 Tensión asignada soportada de corta duración a la frecuencia industrial (Ud) - Alta tensión kV 680 - Neutro kV (*) 16 Tensión de prueba de radio interferencia kV (*) 17 Tensión máxima de radio interferencia a 0,5 MHz µV (*) 18 Nivel máximo de ruido dB 81 19 Cumplimiento con el sistema de calidad ISO 9002 (*) Definido por el concesionario. 5.2 INTERRUPTORES DE POTENCIA 5.2.1 Alcance Definir los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de los interruptores automáticos de alta tensión requeridos en las subestaciones Suriray, Quencoro existente, Nueva Quencoro y Tintaya. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Las presentes especificaciones son referenciales, el concesionario definirá las características finales de los equipos señalados. 5.2.2 Normas Los interruptores automáticos deben cumplir las prescripciones de la última edición de las siguientes normas: Publicación IEC 60056: "High-voltage alternating current circuit breakers" Publicación IEC 60376: "Specification and acceptance of new sulfur hexafluoride" Publicación IEC 60427: "Synthetic testing on high-voltage alternating current circuit breakers". Publicación IEC 61264: “Ceramic pressurized hollow insulators for high-voltage switchgear and controlgear”. 5.2.3 Tipo Se utilizarán interruptores uni-tripolares en las bahías de línea en 220 y 138kV e interruptores tripolares en las bahías del transformador en 220 y 138kV. Los interruptores automáticos deben de ser libres de reencendido, del tipo autosoplado, con aislamiento y extinción en un ambiente de hexafluoruro de azufre (SF6). Los interruptores serán automáticos y deberán tener mando monopolar y ser aptos para recierres monopolares y tripolares rápidos. Los interruptores serán de tanque vivo. 5.2.4 Requisitos Los interruptores deben tener un medidor de presión compensado por cambios de temperatura en cada polo, para medición de densidad, con conexión a una válvula manual para propósitos de mantenimiento. Estos monitores de densidad deben estar equipados con un contacto para alarma en primera etapa de baja presión de gas y otro en segunda etapa para bloqueo del interruptor y señalización. El control del interruptor debe ser realizado para operarse local o remotamente por medio de un selector de tres posiciones (LOCAL-DESCONECTADO-REMOTO) y pulsadores para CIERRE y APERTURA. Las estructuras de los interruptores deben permitir manipulación de los mecanismos de operación para acciones de mantenimiento. 5.2.5 Mecanismo de operación En los interruptores, cada polo debe tener su propio mecanismo de operación. Aunque los mecanismos de los tres polos pueden compartir la misma fuente de aire comprimido o aceite, no se aceptarán fuentes centralizadas para varios o todos los interruptores. El mecanismo de operación y sus equipos asociados deben estar alojados en un gabinete terminal de acero galvanizado o aluminio equipado con calefacción con control automático de humedad e iluminación controlada por conmutador de puerta. Cada mecanismo de operación debe ser equipado con contactos de cierre y apertura, los cuales deben ser eléctricamente independientes, para una tensión máxima de 125 Vcc y una corriente permanente asignada de 10 A. El mecanismo de operación debe ser suministrado completamente cableado, incluyendo las conexiones a los contactos auxiliares. Los circuitos de fuerza y control deben ser totalmente independientes. El motor debe ser protegido por medio de un guardamotor (motor circuit-breaker), el cual debe tener un contacto para señalización remota para cuando se encuentre en posición abierta o disparado. El mecanismo de operación debe ser equipado con un indicador mecánico de posición del interruptor, con señalización fácilmente visible desde el exterior del gabinete, donde se indique si el interruptor se encuentra abierto o cerrado. De igual forma, el mecanismo de operación debe tener un contador de operación en donde se indique la cantidad total de operaciones del interruptor. Si el mecanismo de operación es hidráulico o neumático, se debe suministrar una válvula de seguridad para proteger el sistema hidráulico o neumático y las partes móviles del interruptor contra presiones excesivas. El tanque de depósito debe ser equipado con una válvula especial para extraer aceite o aire. Se debe suministrar un manómetro para mostrar la presión disponible para la operación del interruptor, visible desde el exterior. Debe suministrarse un presóstato que dé alarma y permita además el bloqueo del equipo en caso de que la presión en el tanque disminuya hasta el valor mínimo de operación del interruptor. Si el mecanismo de operación es del tipo de acumulación de energía por resorte, la carga de dicho resorte debe ser efectuada mediante un motor o por un sistema auto-contenido. El mecanismo debe tener una indicación de RESORTE CARGADO/RESORTE LIBRE. Se deben incluir provisiones para cargar el resorte de cierre mediante una palanca manual durante condiciones de emergencia. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA El circuito de control del interruptor debe tener disparo por discrepancia de los polos y la posibilidad de implementar disparo por baja presión de SF6. Igualmente el cierre debe ser bloqueado durante cualquiera de las anomalías anteriores. 5.2.6 Accesorios Cada interruptor automático debe ser suministrado con todos los accesorios necesarios, incluyendo, pero no limitándose a los siguientes: Placa de características de acuerdo con la Publicación IEC 60056, Capítulo I, Cláusula 5.9. Herramientas especiales necesarias para el montaje, mantenimiento y reparación de los interruptores (para el total de los equipos). Suficiente gas SF6 para llenar los 3 polos del interruptor a la presión adecuada. 5.2.7 Tabla de datos técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS INTERRUPTOR TRIPOLAR 220kV Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Generales 1.1 Fabricante, características 1.2 Temperatura Ambiente mínima/máxima ºC 1.3 Tipo de recierre trifásico 2 Capacidad de aislamiento 2.1 Altura máxima de instalación m 2.2 Tensión nominal kV. 220 2.3 Tensión máxima de servicio kV. 245 2.4 Tensión nominal de ensayo a FI (1 min, 50Hz.) -respecto a tierra kV. 680 -entre los polos kV. 680 2.5 Tensión nominal de choque en caso de rayo -respecto a tierra kV. 1300 -entre los polos kV. 1300 2.6 Tensión Soportada a impulso de maniobra -respecto a tierra kV. -entre los polos kV. 3 Capacidad de interrupción 3.1 Tiempo de arco (máx.) ms 3.2 Corriente nominal A 2000 3.3 Corriente nominal de apertura en caso de cortocircuito. kA. 40 3.4 Duración máxima de cortocircuito s 3.5 Frecuencia nominal Hz. 60 3.6 Ciclo nominal de trabajo O-0,3s-CO-3min- CO 3.7 Corriente nominal de cortocircuito de cierre kA. 104 3.8 Factor de apertura del primer polo 3.10 Factor de oposición de fases 3.11 ….. Maniobras con Corrientes Capacitivas…. Líneas en vacío – corriente de ruptura A Con un factor de tensión de Cables en vacío – corriente de ruptura A Con un factor de tensión de 4 Tiempos de Maniobra 4.1 Tiempo de establecimiento ms 4.2 Tiempo de cierre ms 4.3 Tiempo de interrupción ms Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS INTERRUPTOR TRIPOLAR 220kV Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 4.4 Tiempo de apertura ms 4.5 Tiempo muerto ms 4.6 Discordancia de polos entre fase (Cierre / Apertura) ms 5 Datos Constructivos 5.1 Dimensiones anexar 5.8 Línea de fuga mínima -respecto a tierra mm / kV 25 -en el tramo de ruptura mm / kV 25 6 Medio de Extinción 6.1 Presión nominal SF6 a 20ºC Bar rel. 6.2 Presión de alarma a 20ºC Bar rel. 6.3 Presión de bloqueo a 20ºC Bar rel. 6.5 Cantidad de SF6 / interruptor Kg. 6.6 Pérdidas de SF6 / año (máx.) TABLA DE DATOS TÉCNICOS INTERRUPTOR UNI-TRIPOLAR 220kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Generales 1.2 Temperatura Ambiente mínima/máxima ºC 1.3 Tipo de recierre monofásico / trifásico Uni-Tripolar 2 Capacidad de aislamiento 2.1 Altura máxima de instalación msnm 3400 2.2 Tensión nominal kV. 220 2.3 Tensión máxima de servicio kV. 245 2.4 Tensión nominal de ensayo a FI (1 min, 50Hz.) -respecto a tierra kV. 680 -entre los polos kV. 680 2.5 Tensión nominal de choque en caso de rayo -respecto a tierra kV. 1300 -entre los polos kV. 1300 2.6 Tensión Soportada a impulso de maniobra -respecto a tierra kV. -entre los polos kV. 3 Capacidad de interrupción 3.1 Tiempo de arco (máx.) ms 3.2 Corriente nominal A 2000 3.3 Corriente nominal de apertura en caso de cortocircuito. kA. 40 3.4 Duración máxima de cortocircuito s 3.5 Frecuencia nominal Hz. 60 3.6 Ciclo nominal de trabajo O-0,3s-CO-3min- CO 3.7 Corriente nominal de cortocircuito de cierre kA. 164 3.8 Factor de apertura del primer polo 3.10 Factor de oposición de fases 3.11 ….. Maniobras con Corrientes Capacitivas…. Líneas en vacío – corriente de ruptura A Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS INTERRUPTOR UNI-TRIPOLAR 220kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado Con un factor de tensión de Cables en vacío – corriente de ruptura A Con un factor de tensión de 4 Tiempos de Maniobra 4.1 Tiempo de establecimiento ms 4.2 Tiempo de cierre ms 4.3 Tiempo de interrupción ms 4.4 Tiempo de apertura ms 4.5 Tiempo muerto ms 4.6 Discordancia de polos entre fase (Cierre / Apertura) ms 5 Datos Constructivos 5.1 Dimensiones anexar 5.8 Línea de fuga mínima -respecto a tierra mm / kV 25 -en el tramo de ruptura mm / kV 25 6 Medio de Extinción 6.1 Presión nominal SF6 a 20ºC Bar rel. 6.2 Presión de alarma a 20ºC Bar rel. 6.3 Presión de bloqueo a 20ºC Bar rel. 6.5 Cantidad de SF6 / interruptor Kg. 6.6 Pérdidas de SF6 / año (máx.) TABLA DE DATOS TÉCNICOS INTERRUPTOR UNI-TRIPOLAR 138kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Generales 1.1 Fabricante, características 1.2 Temperatura Ambiente mínima/máxima ºC 1.3 Tipo de recierre monofásico / trifásico Uni-Tripolar 2 Capacidad de aislamiento 2.1 Altura máxima de instalación m 2.2 Tensión nominal kV. 138 2.3 Tensión máxima de servicio kV. 145 2.4 Tensión nominal de ensayo a FI (1 min, 50Hz.) -respecto a tierra kV. 325 -entre los polos kV. 325 2.5 Tensión nominal de choque en caso de rayo -respecto a tierra kV. 750 -entre los polos kV. 750 2.6 Tensión Soportada a impulso de maniobra -respecto a tierra kV. -entre los polos kV. 3 Capacidad de interrupción 3.1 Tiempo de arco (máx.) ms 3.2 Corriente nominal A 2000 3.3 Corriente nominal de apertura en caso de cortocircuito. kA. 40 3.4 Duración máxima de cortocircuito s Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS INTERRUPTOR UNI-TRIPOLAR 138kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 3.5 Frecuencia nominal Hz. 60 3.6 Ciclo nominal de trabajo O-0,3s-CO-3min- CO 3.7 Corriente nominal de cortocircuito de cierre kA. 164 3.8 Factor de apertura del primer polo 3.10 Factor de oposición de fases 3.11 ….. Maniobras con Corrientes Capacitivas…. Líneas en vacío – corriente de ruptura A Con un factor de tensión de Cables en vacío – corriente de ruptura A Con un factor de tensión de 4 Tiempos de Maniobra 4.1 Tiempo de establecimiento ms 4.2 Tiempo de cierre ms 4.3 Tiempo de interrupción ms 4.4 Tiempo de apertura ms 4.5 Tiempo muerto ms 4.6 Discordancia de polos entre fase (Cierre / Apertura) ms 5 Datos Constructivos 5.1 Dimensiones anexar 5.8 Línea de fuga mínima -respecto a tierra mm / kV 25 -en el tramo de ruptura mm / kV 25 6 Medio de Extinción 6.1 Presión nominal SF6 a 20ºC Bar rel. 6.2 Presión de alarma a 20ºC Bar rel. 6.3 Presión de bloqueo a 20ºC Bar rel. 6.5 Cantidad de SF6 / interruptor Kg. 6.6 Pérdidas de SF6 / año (máx.) 5.3 SECCIONADORES 5.3.1 Alcance Este documento especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de seccionadores requeridos en las subestaciones Suriray, Quencoro existente, Nueva Quencoro y Tintaya. 5.3.2 Normas Los seccionadores deben cumplir las prescripciones de la última edición de las siguientes normas: Publicación IEC 60129: "Alternating current disconnectors (isolators) and earthing switches" Publicación IEC 60273: "Characteristics of indoor and outdoor post insulators for systems with nominal voltages greater than 1000 V". Publicación IEC 61128: "Alternating current disconnectors-bus-transfer current switching" Publicación IEC 61129: "Alternating current earthing switches-induced current switching" 5.3.3 Tipo Los seccionadores y los seccionadores de puesta a tierra deben ser de accionamiento tripolar. Los seccionadores de puesta a tierra deben ser aptos para maniobrar corrientes inducidas de acuerdo con lo estipulado en la Publicación IEC 61129. Los aisladores de soporte para los seccionadores deben cumplir con las estipulaciones de la Publicación IEC 60273. Los brazos de los seccionadores deben ser diseñados para soportar sin vibración ni deformación toda carga de torsión o flexión debida a la maniobra de los seccionadores con una presión de viento de 500 Pa. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 5.3.4 Mecanismo de operación Todos los seccionadores, incluyendo los de puesta a tierra, deben ser suministrados con mecanismos de operación con mando manual y motorizado, dispuestos en gabinetes de acero galvanizado o aluminio, equipados con calefacción con control automático de humedad e iluminación controlada por conmutador de puerta. El motor debe ser protegido por un guardamotor (motor circuit-breaker) equipado con contactos auxiliares para señalización de apertura y disparo. El mando motorizado debe ser bloqueado automáticamente cuando se utilice el mando manual. Los contactores de cierre y apertura deben tener enclavamientos que eviten la energización simultánea de ambos dispositivos. El mecanismo de operación debe ser suministrado con contactos auxiliares, eléctricamente independientes, para una tensión máxima de 125 Vcc y una corriente asignada permanente de 10 A. El control del mecanismo de operación debe realizarse para poder ser operado local o remotamente y el modo de operación se debe realizar mediante un selector de tres posiciones: LOCAL- DESCONECTADO-REMOTO. La operación local se realizará mediante dos pulsadores: CIERRE y APERTURA. El mecanismo de operación debe ser suministrado completamente cableado, incluyendo las conexiones a los contactos auxiliares. El mecanismo de operación manual se debe suministrar como complemento del mecanismo de operación motorizado y debe utilizar transmisión por engranajes o con cadena, de forma tal que el accionamiento del seccionador se realice con el mínimo de esfuerzo en el mínimo tiempo. El mecanismo de operación debe tener claramente identificadas las posiciones de cerrado (I) y abierto (O). El mecanismo de operación manual debe ser suministrado con un enclavamiento electromecánico, el cual se libera solamente cuando se accione un pulsador con testigo y las condiciones de desenclavamiento se cumplan. El seccionador de puesta a tierra debe estar enclavado eléctrica y mecánicamente con el seccionador asociado, de tal forma que no se pueda cerrar cuando dicho seccionador esté cerrado. Deberá preverse el control que garantice que cuando falte tensión en el motor se aíslen los circuitos de los contactores de cierre y apertura. 5.3.5 Accesorios Los seccionadores deben suministrarse con los siguientes accesorios: Placa de características, que debe cumplir con la Publicación IEC 60129, Cláusula 5.9. Herramientas especiales necesarias para el montaje, mantenimiento y reparación. 5.3.6 Tabla de datos técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS SECCIONADOR DE LÍNEA - 220 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y País - 2 Normas 3 Instalación Intemperie 4 Mecanismo de operación Trifásico 5 Tipo Horizontal 6 Tensión máxima de equipo kV. 245 Tensión de prueba a frecuencia industrial a) Fase - fase kV 680 7 b) Através del circuito abierto o distancia de aire kV Tensión de prueba al impulso tipo maniobra kVp a) Fase - tierra kV b) Entre fases kV 8 c) Atraves de la distancia de aislamiento kV 9 Tensión de prueba al impulso tipo rayo kVp Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS SECCIONADOR DE LÍNEA - 220 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado a) fase tierra kV 1300 b) Através del circuito abierto o distancia de aislamiento kV 1300 10 Frecuencia nominal Hz 60 11 Corriente nominal A 2000 12 Corriente de cortocircuito (1sg) kA 40 13 Corriente de cortocircuito (valor pico) kA 14 Distancia de fuga unitaria mm/kV 20 15 Características físicas anex. planos y cat. 16 Gabinete de control anex. planos y cat. TABLA DE DATOS TÉCNICOS SECCIONADOR DE BARRA - 220 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y País - 2 Normas 3 Instalación Intemperie 4 Mecanismo de operación Trifásico 5 Tipo Horizontal 6 Tensión máxima de equipo kV. 245 Tensión de prueba a frecuencia industrial a) Fase - fase kV 680 7 b) Através del circuito abierto o distancia de aire kV Tensión de prueba al impulso tipo maniobra kVp a) Fase - tierra kV b) Entre fases kV 8 c) Atraves de la distancia de aislamiento kV Tensión de prueba al impulso tipo rayo kVp a) fase tierra kV 1300 9 b) Através del circuito abierto o distancia de aislamiento kV 1300 10 Frecuencia nominal Hz 60 11 Corriente nominal A 2000 12 Corriente de cortocircuito (1sg) kA 40 13 Corriente de cortocircuito (valor pico) kA 14 Distancia de fuga unitaria mm/kV 20 15 Características físicas anex. planos y cat. 16 Gabinete de control anex. planos y cat. TABLA DE DATOS TÉCNICOS SECCIONADOR DE LÍNEA - 138 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y País - 2 Normas 3 Instalación Intemperie 4 Mecanismo de operación Trifásico 5 Tipo Horizontal 6 Tensión máxima de equipo kV. 145 7 Tensión de prueba a frecuencia industrial Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS SECCIONADOR DE LÍNEA - 138 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado a) Fase - fase kV 325 b) Através del circuito abierto o distancia de aire kV Tensión de prueba al impulso tipo maniobra kVp a) Fase - tierra kV b) Entre fases kV 8 c) Atraves de la distancia de aislamiento kV Tensión de prueba al impulso tipo rayo kVp a) fase tierra kV 750 9 b) Através del circuito abierto o distancia de aislamiento kV 750 10 Frecuencia nominal Hz 60 11 Corriente nominal A 2000 12 Corriente de cortocircuito (1sg) kA 31 13 Corriente de cortocircuito (valor pico) kA 14 Distancia de fuga unitaria mm/kV 20 15 Características físicas anex. planos y cat. 16 Gabinete de control anex. planos y cat. TABLA DE DATOS TÉCNICOS SECCIONADOR DE BARRA - 138 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y País - 2 Normas 3 Instalación Intemperie 4 Mecanismo de operación Trifásico 5 Tipo Horizontal 6 Tensión máxima de equipo kV. 145 Tensión de prueba a frecuencia industrial a) Fase - fase kV 325 7 b) Através del circuito abierto o distancia de aire kV Tensión de prueba al impulso tipo maniobra kVp a) Fase - tierra kV b) Entre fases kV 8 c) Atraves de la distancia de aislamiento kV Tensión de prueba al impulso tipo rayo kVp a) fase tierra kV 750 9 b) Através del circuito abierto o distancia de aislamiento kV 750 10 Frecuencia nominal Hz 60 11 Corriente nominal A 2000 12 Corriente de cortocircuito (1sg) kA 31 13 Corriente de cortocircuito (valor pico) kA 14 Distancia de fuga unitaria mm/kV 20 15 Características físicas anex. planos y cat. 16 Gabinete de control anex. planos y cat. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 5.4 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 5.4.1 Alcance Este documento especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de transformadores de tensión. 5.4.2 Normas Los transformadores de tensión deben cumplir las prescripciones de la última edición de las siguientes normas: Publicación IEC 60044-4: "Instrument transformers. Measurement of partial discharges” Publicación IEC 60186: "Voltage transformers" Publicación IEC 60296: "Specification for unused mineral insulating oils for transformers and switchgear" Publicación IEC 60358: "Coupling capacitor and capacitor dividers" Publicación IEC 61264: “Ceramic pressurized hollow insulators for high-voltage switchgear and controlgear”. 5.4.3 Tipo y construcción Los transformadores de tensión deben ser del tipo divisor capacitivo, para conexión entre fase y tierra. El transformador de tensión debe tener tres devanados secundarios eléctricamente separados. La precisión de cada devanado debe cumplirse sin necesidad de utilizar cargas externas adicionales. Los transformadores de tensión deben ser suministrados ajustados en fábrica para la clase de precisión y carga de precisión solicitadas, de tal forma que no sea necesario su ajuste en el sitio. Se debe suministrar un gabinete de agrupamiento por cada tres transformadores de tensión 5.4.4 Accesorios Los transformadores de tensión deben ser suministrados con los siguientes accesorios: Dispositivo amortiguador de ferrorresonancia. Interruptores miniatura de 6 A, adecuados para protección de los circuitos secundarios de tensión, con elemento instantáneo a 2,4 In, con contactos auxiliares para indicación de apertura y disparo. Dispositivos para drenaje y llenado de aceite. Indicador de nivel de aceite. Placa de datos en aluminio anodizado, de acuerdo con lo estipulado en la Publicación IEC 60186 Cláusulas 19, 27, 37 y Sección 26. Curvas de error de relación y ángulo de fase tomadas durante las pruebas. 5.4.5 Tabla de datos técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS TRANSFORMADOR DE TENSIÓN – 220 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y país Tipo de producto 2 Norma Altura sobre el nivel del mar m 4500 3 Temperatura de operación ºC 4 Tensión máxima de equipo (entre fases) kV 245 6 Frecuencia Hz 60 7 Tensión de prueba a frecuencia industrial kV 680 8 Tensión de prueba a impulso tipo maniobra kV 9 Tensión de prueba a impulso tipo rayo kV 1300 10 Voltage factor.... 11 Capacitance. pF Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS TRANSFORMADOR DE TENSIÓN – 220 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado Relación de transformación V 220/1.73 Consumo y clase de precisión -- devanado 1 y 2 3P -- devanado 3 0.2 Consumo total simultáneo VA 30 12 Máxima capacidad térmica VA 13 Distancia de fuga unitaria mm/kV 20 14 características físicas anexar planos 15 Gabinetes anexar planos TABLA DE DATOS TÉCNICOS TRANSFORMADOR DE TENSIÓN – 138 kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y país Tipo de producto 2 Norma Altura sobre el nivel del mar m 4500 3 Temperatura de operación ºC 4 Tensión máxima de equipo (entre fases) kV 145 6 Frecuencia Hz 60 7 Tensión de prueba a frecuencia industrial kV 325 8 Tensión de prueba a impulso tipo maniobra kV 9 Tensión de prueba a impulso tipo rayo kV 750 10 Voltage factor.... 11 Capacitance. pF Relación de transformación V 138/1.73 Consumo y clase de precisión -- devanado 1 y 2 3P -- devanado 3 0.2 Consumo total simultáneo VA 30 12 Máxima capacidad térmica VA 13 Distancia de fuga unitaria mm/kV 20 14 características físicas anexar planos 15 Gabinetes anexar planos 5.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 5.5.1 Alcance Este documento especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de transformadores de corriente. 5.5.2 Normas Los transformadores de corriente deben cumplir las prescripciones de la última edición de las siguientes normas: Publicación IEC 60044: "Instrument transformers" Parte 1: “Current transformer” Parte 4: “Measurement of partial discharges” Publicación IEC 60296: "Specification for unused mineral insulating oils for transformers and switchgear" 3. Publicación IEC 60376: "Specification and acceptance of new sulfur hexafluoride" Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Publicación IEC 61264: “Ceramic pressurized hollow insulators for high-voltage switchgear and controlgear” 5.5.3 Tipo y construcción Los transformadores de corriente deben ser inmersos en aceite o aislados con gas SF6, de relación múltiple con cambio de relación en el secundario. La precisión de cada devanado debe cumplirse sin necesidad de utilizar cargas externas adicionales. Los transformadores de corriente deben ser equipados con un indicador de nivel cuando estos son inmersos en aceite. En caso de que sean aislados en gas SF6, deben ser equipados con indicador de presión de gas, con contactos para indicación y monitoreo remoto. Cada transformador de corriente deberá estar equipado con caja de conexiones para los terminales secundarios, incluyendo bornes seccionables. La caja deberá ser resistente a la intemperie IP55, a prueba de lluvias y del acceso de insectos y ventilada para evitar condensaciones. Tendrá cubierta removible y previsiones para la entrada de tubo conduit de 25 mm de diámetro para la acometida de cables con espacio suficiente para permitir la conexión de los mismos. Adicionalmente, por cada tres (03) transformadores de Corriente, se deberá suministrar una de caja de Agrupamiento metálica para instalación a la intemperie con puerta y chapa de seguridad para los cables del secundario. Contendrá borneras tipo cortocircuito, control y calefactor en 220 Vca y cualquier otro elemento que sea necesario para el buen funcionamiento del equipo y provisiones para la entrada de tubos conduit de 50 mm de diámetro, para la acometida de cables, con espacio suficiente para permitir la conexión de los mismos. 5.5.4 Dispositivos de protección Los transformadores de corriente deben ser suministrados con un pararrayos conectado entre los terminales primarios, para limitar las sobretensiones de alta frecuencia, con excepción de aquellos con diseño tipo barra pasante. 5.5.5 Accesorios Los transformadores de corriente deben ser suministrados con los siguientes accesorios: Válvula para drenaje de aceite. Tapón para relleno de aceite o válvula de gas. Indicador de nivel de aceite o presión de gas. Placa de características Curvas de error de relación y ángulo de fase 5.5.6 Tabla de datos técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS CT - OIL CURRENT TRANSFORMER- 220kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y país Tipo de producto 2 Norma Altura sobre el nivel del mar m 4500 3 Temperatura de operación ºC 4 Tensión máxima de equipo (entre fases) kV 245 5 Frecuencia Hz 60 6 Tensión de prueba a frecuencia industrial kV 680 7 Tensión de prueba a impulso tipo maniobra kV 8 Tensión de prueba a impulso tipo rayo kV 1300 9 Corriente nominal A 2000 10 Factor de corriente continua térmica 11 Corriente de cortocircuito (1s) kA 40 12 Corriente de cortocircuito pico kA 104 Relación de transformación A 2000 MR/1/1/1/1 Consumo y clase - devanado 1 0.2 13 - devanados 2, 3, 4.... 5P20 14 Distancia de fuga unitaria mm/kV 20 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS CT - OIL CURRENT TRANSFORMER- 220kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 15 características físicas anex. planos 16 Gabinetes anex. planos TABLA DE DATOS TÉCNICOS CT - OIL CURRENT TRANSFORMER- 138kV. Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y país Tipo de producto 2 Norma Altura sobre el nivel del mar m 4500 3 Temperatura de operación ºC 4 Tensión máxima de equipo (entre fases) kV 145 5 Frecuencia Hz 60 6 Tensión de prueba a frecuencia industrial kV 325 7 Tensión de prueba a impulso tipo maniobra kV 8 Tensión de prueba a impulso tipo rayo kV 750 9 Corriente nominal A 2000 10 Factor de corriente continua térmica 11 Corriente de cortocircuito (1s) kA 31 12 Corriente de cortocircuito pico kA Relación de transformación A 2000 MR/1/1/1/1 Consumo y clase - devanado 1 0.2 13 - devanados 2, 3, 4.... 5P20 14 Distancia de fuga unitaria mm/kV 20 15 características físicas anex. planos 16 Gabinetes anex. planos 5.6 PARARRAYOS 5.6.1 Alcance Este documento especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de los pararrayos. 5.6.2 Normas Los pararrayos deben cumplir con los requerimientos estipulados en la última edición de la Publicación IEC 60099-4: "Surge Arrester. Part 4: Metal oxide surge arresters without gaps for a.c. systems", y de la publicación IEC 61264: “Ceramic pressurized hollow insulators for high-voltage switchgear and controlgear”. 5.6.3 Características generales Los pararrayos deben ser de óxido de zinc (ZnO) sin explosores, equipados con dispositivo de alivio de presión. Los pararrayos se conectarán entre fase y tierra. Los pararrayos deben ser para operación frecuente debido a sobretensiones tipo rayo y sobretensiones por maniobra de líneas y transformadores de potencia. Los pararrayos deben suministrarse con contador de descargas e indicador de corriente de fuga. El contador de descargas debe ser instalado sobre la estructura soporte a una altura apropiada para su fácil lectura por el operador parado en el piso. El Concesionario debe contar con los manuales de operación y mantenimiento que incluya la siguiente información: Modelo digital apto para ser utilizado en el EMTP (Electromagnetic Transient Program). Tensiones residuales para diferentes corrientes y frentes de onda. Curvas de tensión a frecuencia industrial contra tiempo. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 5.6.4 Accesorios Los pararrayos deben ser suministrados con los siguientes accesorios: Base aislante Contador de descargas e indicador de corriente de fuga con conector para puesta a tierra. Cable aislado o barra para conexión entre el pararrayos y el contador de descargas con sus respectivos conectores. En caso de utilizarse barra, deben suministrarse los aisladores para la fijación a la estructura de soporte. Placa de características de acuerdo con la Publicación IEC 60099-4 Cláusula 3.1. En la placa de características se debe indicar también la capacidad de disipación de energía. 5.6.5 Tabla de datos técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS PARARRAYOS PARA SISTEMA DE 220KV Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y país 2 Tipo de producto 3 Norma 4 Altura sobre el nivel del mar m 4500 5 Temperatura de operación ºC 6 Tensión máxima de equipo (entre fases) kV 245 7 Frecuencia Hz 60 8 Tensión de prueba a frecuencia industrial kV. 680 9 Tensión de prueba a impulso tipo maniobra kV. 217 10 Tensión de prueba a impulso tipo rayo kV. 1300 11 Tensión nominal del pararrayos (Ur) kV. 198 12 Tensión de operación contínua(Uc) kV. 156 13 Corriente nominal de descarga (In) kA. 20 14 Residual voltage to steep current impulse, 20 kA, (Ures) kV. 494 Nivel de protección al impulso tipo maniobra (Ures) a) 500 A kV. 15 b) 2000 A kV. Nivel de protección al impulso tipo rayo (Ures) a) 5kA kV. b) 10 kA kV. c) 20 kA kV. 16 d) 40 kA kV. 17 Clase 4 18 Capacidad mínima de disipación de energía KJ/kV 10.8 19 Distancia de fuga unitaria mm/kV 25 20 características físicas TABLA DE DATOS TÉCNICOS PARARRAYOS PARA SISTEMA DE 138KV Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y país 2 Tipo de producto 3 Norma 4 Altura sobre el nivel del mar m 3400 5 Temperatura de operación ºC 6 Tensión máxima de equipo (entre fases) kV 145 7 Frecuencia Hz 60 8 Tensión de prueba a frecuencia industrial kV. 325 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS PARARRAYOS PARA SISTEMA DE 138KV Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 9 Tensión de prueba a impulso tipo maniobra kV. 10 Tensión de prueba a impulso tipo rayo kV. 750 11 Tensión nominal del pararrayos (Ur) kV. 120 12 Tensión de operación contínua(Uc) kV. 92 13 Corriente nominal de descarga (In) kA. 20 14 Residual voltage to steep current impulse, 20 kA, (Ures) kV. 299 Nivel de protección al impulso tipo maniobra (Ures) a) 500 A kV. 15 b) 2000 A kV. Nivel de protección al impulso tipo rayo (Ures) a) 5kA kV. b) 10 kA kV. c) 20 kA kV. 16 d) 40 kA kV. 17 Clase 4 18 Capacidad mínima de disipación de energía KJ/kV 10.8 19 Distancia de fuga unitaria mm/kV 25 20 características físicas TABLA DE DATOS TÉCNICOS PARARRAYOS PARA SISTEMA DE 10,5KV Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante y país 2 Tipo de producto 3 Norma 4 Altura sobre el nivel del mar M 3400 5 Temperatura de operación ºC 6 Tensión máxima de equipo (entre fases) kV 12 7 Frecuencia Hz 60 8 Tensión de prueba a frecuencia industrial kV. 38 9 Tensión de prueba a impulso tipo maniobra kV. 10 Tensión de prueba a impulso tipo rayo kV. 95 11 Tensión nominal del pararrayos (Ur) kV. 12 12 Tensión de operación contínua(Uc) kV. 13 Corriente nominal de descarga (In) kA. 20 14 Residual voltage to steep current impulse, 10 kA, (Ures) kV. Nivel de protección al impulso tipo maniobra (Ures) a) 500 A kV. 15 b) 2000 A kV. Nivel de protección al impulso tipo rayo (Ures) a) 5kA kV. b) 10 kA kV. c) 20 kA kV. 16 d) 40 kA kV. 17 Clase 4 18 Capacidad mínima de disipación de energía KJ 19 Distancia de fuga unitaria mm/kV Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS PARARRAYOS PARA SISTEMA DE 10,5KV Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 20 características físicas 5.7 CELDAS EN MEDIA TENSION METALCLAD 5.7.1 Alcance El presente documento establece las especificaciones técnicas mínimas que deben cumplir las celdas metalclad y los equipos que se albergarán en ellos, en cuanto a diseño, materia prima, fabricación, pruebas, transporte y operación, que se utilizarán en el diseño de la Subestación Nueva Quencoro. 5.7.2 Normas El suministro cumplirá con la última versión de las siguientes normas: Celdas: IEC 60694: Estipulaciones comunes para las normas de aparamenta de alta tensión. IEC 62271-200: Aparamenta bajo envolvente metálica para corriente alterna para tensiones asignadas superiores a 1kV e inferiores o iguales a 52 kV. (IEC 60298). IEC 60529: Degrees of protection provided by enclosures (IP Code) IEC 60480: Guide to the checking of sulphur hexaflouride (SF6) taken from electrical equipment. IEC 60466: AC insulation – enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1kV and up to and including 38kV. IEC 61958: Voltage presence indicator system. Interruptor de Potencia: IEC 62271-100: High – voltage switchgear and controlgear – Part 100: High – voltage alternating – current circuit – breakers. IEC 62271-101: Ensayos sintéticos de interruptores automáticos para corriente alterna de alta tensión. IEC 60137: Aisladores pasantes para tensiones alternas superiores a 1000V. Seccionador de Potencia: IEC 62271-102: High-voltage switchgear and controlgear - Part 102: Alternating current disconnectors and earthing switches. IEC 602821: HV Fuses. Transformadores de Medida: IEC 60044-1: Transformadores de medida. Parte 1: Transformadores de intensidad. IEC 60044-2: Transformadores de medida - Parte 2: Transformadores de tensión inductivos. 5.7.3 Características generales Deberán ser blindadas siendo el medio aislante el gas SF6; deberán ser diseñados y construidos de acuerdo a norma IEC u otra equivalente o mejor. Deberán ser compactas, debido al reducido espacio para su montaje. Deberán ser con interruptor de potencia extraíble y estar provistos con enclavamiento mecánico para operación del seccionador y el interruptor, así mismo, deberán impedir todo contacto entre las personas y las partes energizadas de media tensión de la celda. El interruptor deberá ser de tecnología con cámara de extinción en vacío y de ejecución fija, con mando local y remoto, así mismo, los seccionamientos deberán evidenciar la posición de los contactos de las cuchillas del seccionador. Las celdas deberán estar diseñadas para protección de personas frente a arco interno de acuerdo a norma IEC 62271-200. Las celdas deberán cumplir con los cinco criterios de aceptación para clasificación de envolvente metálica clase IAC (clasificación de arco interno) de acuerdo a una accesibilidad tipo A definido conforme a norma IEC 62271-200. El diseño de las celdas deberá posibilitar la ampliación futura a ambos lados. Las celdas deberán estar previstas con dispositivos de alivio de presión y equipos detectores sensibles a la luz que permitan una rápida eliminación de las fallas internas. Las señales de control, alarma, señalización y demás de la celda, deberán ser cableadas hasta una bornera frontera ubicada en el compartimento de control, desde donde se conectarán con el relé de protección del alimentador o a la RTU de la subestación. El grado de protección de las celdas deberá ser como mínimo IP22, de acuerdo a norma IEC 60529. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Las celdas deberán estar previstas para apertura frontal sin necesidad de apertura por la parte posterior, siendo obligatorio que puedan ser instaladas con una distancia máxima de 200 mm de la parte posterior a la pared. 5.7.4 Equipamientos de las celdas a suministrar Se suministrará dos (02) celdas para barra en 10,5kV con el siguiente equipamiento: Interruptor en vacío (extraíble) Transformador de tensión Transformador de corriente Gabinete de control Relé para medición de tensión Juego de terminales para cable de energía Las dimensiones y características finales de las celdas y los equipos que se albergarán en cada celda serán definidas por el Concesionario. 5.7.5 Pruebas El Concesionario verificará el desarrollo de las pruebas que garanticen las características técnicas de las celdas y los equipos mencionados. El Ministerio de Energía y Minas podrá solicitar al concesionario el protocolo de pruebas de los equipos. 5.8 SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES 5.8.1 Alcance Establecer las especificaciones técnicas mínimas que deberán cumplir los equipos y componentes principales que formarán parte del sistema de servicios auxiliares, en cuanto a diseño, materia prima, fabricación, pruebas, transporte y operación, para las subestaciones Suriray, Tintaya, Quencoro existente y Nueva Quencoro 5.8.2 Normas El suministro cumplirá con la última versión de las siguientes normas: Transformador: IEC 60076: Power Transformers ASTM B187: Standard specification for copper bar, bus bar, rod, an shapes. NTP 370.002: Transformadores de Potencia. IEC 60137: Aisladores pasantes para tensiones alternas superiores a 1 000V. IEC 60354: Loading guide for oil-immersed power transformers. IEC 60296: Specification for unused mineral insulating oils for transformers and switchgear. IEC 60156: Líquidos aislantes. Determinación de la tensión de ruptura dieléctrica a frecuencia industrial. Método de ensayo. Banco de baterías y cargador rectificador: IEC 60623: Acumuladores alcalinos y otros acumuladores con electrolito no ácido. Elementos individuales prismáticos recargables abiertos de níquel – cadmio. IEC 60993: Applies to electrolytes and their component when used in vented nickel – cadmium cells. IEC 60285: Sealed nickel Cadmium cylindrical rechargable single cells. Specifies tests and requieriments for sealed nickel-cadmium cylindrical rechargeable single cells. IEC 60509Sealed nickel Cadmium button rechargeable single cells. IEC 60622Sealed nickel Cadmium prismatic rechrgeable single cells. DIN 43539 P14: Accmulators, test, stationary storage cells and batteries, nickel – cadmium accmulators. DIN 41773 P2: Static power convertors, semiconductor rectifier equipment with iu characteristic for charging of nickel – cadmium batteries, requeriments. IEC 60950 (1999): Rectificadores – Cargadores. NTP ISO 2859-1: Procedimientos de muestreo para inspección por atributos Tableros: IEC 60439-1/2/3/4/5: Conjuntos de aparamenta de baja tensión. UNE-EN 10088-1/2/3: Aceros inoxidables. IEC 60529: Degrees of protection provided by enclosures (IP Code). DIN 5022: Low voltage switchgear and controlgear for industrial use; mounting rails; top hat rails 35 mm wide for snap-on mounting of equipment. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA IEC/TS 61462: Aisladores compuestos. Aisladores huecos para aparamenta eléctrica utilizados en el interior o en el exterior. Definiciones, métodos de ensayo, criterios de aceptación y recomendaciones de diseño. IEC 60947-2: Aparamenta de baja tensión. Parte 2: Interruptores automáticos. IEC 60044-1: Transformadores de medida. Parte 1: Transformadores de intensidad. 5.8.3 Características a. Celdas en 220 y 138 kV en las SS.EE. de Suriray, Tintaya y Quencoro existente En las casetas de campo se instalarán un sistema de baterías en 110 y 48 Vcc, dos cargadores rectificadores y un tablero de servicios auxiliares en alterna y contínua para suministrar la energía requerida por los equipos de maniobra instalados en el patio de llaves, para los equipos de control y mando de la caseta y para los cirucitos de alumbrado y fuerza. El tablero de servicios auxiliares deberá tomar como suministro eléctrico energía en 380/220 del tablero de servicios auxiliares principal de la subestación. b. Subestación Quencoro 220/138/10.5 kV El suministro principal serán en 10.5 kV del transformador de potencia. Este alimentador servirá para dar suministro eléctrico a un transformador de servicios auxiliares que reducirá la tensión en 380/220 y operará en paralelo con un grupo electrógeno. Estos dos equipos estarán previstos para todas las cargas de las cuatro bahías a implementar y para la cuatro previstas a futuro y se instalarán en el edificio de control. Además, en el edificio se contará con un sistema de baterías en corriente continuá que operará en 110 Vdc y otro que operará en 48 Vdc para el sistema de comunicaciones. La corriente de estas baterías será alimentada por dobles conjuntos de cargadores rectificadores individuales de 380 V, 60 Hz a 110 y 48 Vcc respectivamente con capacidad cada uno para atender todos los servicios requeridos y al mismo tiempo la carga de sus baterías. En cada caseta de campo se instalará un sistema de baterías, un cargador rectificador y un tablero de servicios auxiliares en alterna y contínua para suministrar la energía requerida por los equipos de maniobra instalados en el patio de llaves, para los equipos de control y mando de la caseta y para los circuitos de alumbrado y fuerza. 5.8.4 Equipamiento a. Transformador de servicios auxiliares: El transformador de servicios auxiliares de 10,5/0,38-0,22 kV, 50 kVA, será para montaje al interior sobre base de concreto, de tipo de inmersión en aceite y circulación natural de aceite, además deberán estar provistos de tomas de regulación en vacío en el lado de alta tensión e irá instalado por la parte lateral del tanque. El transformador deberá estar provisto de todos sus accesorios de suministro normal. Las características finales del transformador de servicios auxiliares para la subestación Nueva Quencoro serán definidas por el Concesionario. b. Cargador rectificador: El Cargador-Rectificador será usado como equipo de suministro de corriente continua para la carga flotante y carga de igualación del banco de acumuladores. El Cargador-Rectificador, con todos sus elementos y componentes, deberá estar adecuadamente instalado en un sólo tablero. Los tableros para cargadores-rectificadores de 380/220 Vac a 110 Vcc y de 380/220 Vac a 48 Vcc, respectivamente serán instalados en una misma caseta de control previsto para cada bahía en el patio de llaves de las subestaciones. c. Banco de baterías Las baterías serán del tipo Niquel Cadmio, selladas, libres de mantenimiento por 20 años, sin emanación de gases, del tipo estacionarias y adecuadas para subestaciones de transmisión eléctrica. Las baterías serán apilables y estarán montadas en soportes adecuadamente dispuestos, a fin de contrarrestar los efectos sísmicos, para lo cual el suministro contemplará todos los elementos para la fijación en el piso del conjunto. El banco de baterías será de 110 y 48 Vcc. La capacidad del banco de baterías será definida por el Concesionario. Asimismo el Concesionario puede definir para los servicios auxiliares un solo nivel de tensión en corriente continua si le es suficiente. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA d. Tablero de Servicios Auxiliares La barra en 380/220Vac será alimentada desde el transformador de servicios auxiliares a través de dos interruptores termomagnéticos (principal y secundario) ubicados en el tablero de servicios auxiliares. Desde el sistema de barras en 380/220Vac se instalarán las salidas a los diferentes circuitos de carga mediante interruptores con protección termomagnética, se han considerado 11 salidas dos de ellas alimentarán los cargadores rectificadores cuya salidas en corriente continua serán conectadas a la barra en 110 y 48Vcc respectivamente. A partir de la barra de 110Vcc se derivarán 6 salidas hacia otros circuitos de carga mediante interruptores con protección termomagnética y una salida adicional para la conexión al banco de baterías en 110Vcc. En forma similar, a partir de la barra de 48Vcc se derivarán 9 salidas hacia otros circuitos de carga mediante interruptores con protección termomagnética y una salida adicional para la conexión del banco de baterías en 48Vcc. El tablero contará con un medidor electrónico multifunción en corriente continua y alterna. Las corrientes de barra e interruptores termomagnéticos serán definidos por el concesionario. 5.8.5 Sistema de iluminación La iluminación, exterior e interior del patio de llaves y caseta de control en cada subestación así como en el centro de control deberá cumplir con los niveles adecuados. 5.9 SISTEMA DE CONTROL, MANDO, MEDICIÓN Y PROTECCIÓN 5.9.1 Alcance Este documento especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro del sistema de control, mando, medición y protección para las subestaciones Suriray, Tintaya, Quencoro existente y Nueva Quencoro. 5.9.2 Normas Los equipos de protección deben cumplir con las prescripciones de la última edición de las siguientes normas: Publicación IEC 60255: “Electrical relays” Publicación IEC 60297: “Dimensions of mechanical structures of the 482.6 mm (19 in) series” Publicación IEC 60794: “Optical fibre cables” Publicación IEC 60874: “Connectors for optical fibres and cables” Publicación IEC 60870: “Telecontrol equipments and systems” Publicación ITU-T: “Recomendaciones Serie V” Los gabinetes y sus componentes deben cumplir las previsiones aplicables estipuladas en la última edición de las siguientes normas: Publicación IEC 60083: “Plugs and socket-outlets for domestic and similar general use. Standards” Publicación IEC 60297: “Dimensions of mechanical structures of the 482,6 mm (19 in) series” Publicación IEC 60439: “Low-voltage switchgear and controlgear assemblies” Publicación IEC 60668: “Dimensions of panel areas and cut-outs for panel and rack-mounted industrial - process measurement and control instruments”. Publicación IEC 60715: “Dimensions of low-voltage switchgear and controlgear. Standardized mounting on rails for mechanical support of electrical devices in switchgear and controlgear installations”. Publicación IEC 60947: “Low-voltage switchgear and controlgear” 5.9.3 Características generales Con el objeto de lograr confiabilidad en la operación de subestaciones, se implementa un esquema de protección de control, protección y medición estadística integrada principal y un sistema de respaldo idéntico. Estas características de confiabilidad se resumen en los siguientes criterios: Sistema integrado de control, protección y medición estadística principal y de respaldo idénticas y funcionando en paralelo. La alimentación del circuito de corriente se debe dar de devanados secundarios diferentes de los transformadores de corriente. La alimentación del circuito de tensión se debe dar de devanados secundarios diferentes de los transformadores de tensión Para líneas largas (mayores a 60 km) deben establecer dos sistemas de comunicación en paralelo: el principal de fibra óptica y el de respaldo el enlace de onda portadora. Cada dispositivo integrados de protección y control deben estar enlazados a ambos sistemas de comunicación. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA La alimentación en DC/AC proveniente de los servicios auxiliares debe darse a través interruptores termomagnéticos exclusivos y diferentes para cada equipo. Para la alimentación de otros relés requeridos en la bahía debe tomarse devanados secundarios diferentes a los previstos para los equipos integrados. Lo indicado implica la implementación de T.C. con cuatro devanados en el secundario (tres de protección y uno de medición) y T.T. con tres devanados en el secundario (dos de protección y uno de medición). También los servicios auxiliares deben ser reduntantes lo cual se logra implementando para cada bahía una caseta con Sistema de SS.AA en AC/DC independientes Cada bahía debe contar con un equipo de medición multifunción con capacidad de memoria masiva previsto para facturación con clase de precisión de 0.2 y con un registrador de fallas. 5.9.4 Control y protección de líneas de enlace en 220/138 kV Cada línea de enlace en 220 kV es de simple terna en el orden de los 100 km. y tienen previsto como sistema de comunicaciones enlaces digitales de onda portadora y fibra óptica (en el cable de guarda). A la longitud y características de la línea le corresponde una protección primaria unitaria y protección secundaria graduada de las siguientes características: Protección primaria: debe contar con la función diferencial y de distancia de línea la cual permite detectar las fallas trifásica, bifásica, bifásica a tierra y monofásica a tierra. Estas protecciones deberán operar coordinadamente con las opciones de recierre de la línea. Para que el sistema opere correctamente se hace necesario que en ambos extremos de la línea se instalen relés idénticos y con la misma configuración; además se requerirá que el sistema de comunicaciones por fibra óptica y onda portadora permitan la coordinación de la apertura y recierre de los interruptores uni tripolares en ambos extremos de la línea. El relé diferencial deberá tener una actuación, de preferencia, instantánea. Protección secundaria: La segunda instancia de protección serán las funciones de sobrecorriente de fase y tierra y direccionales de fase y tierra. Además se debe contar con funciones de protección de sobretensión y subtensión y desbalance de carga, frecuencia, entre otras complementarias. El tiempo de actuación de estas protecciones lo definirá el concesionario. El sistema integrado de protección, mando y control como se indicó anteriormente serán redundantes, es decir uno principal y otro de respaldo idénticos y además estos equipos deberán ser idénticos en ambos extremos de la línea a proteger. Las funciones del controlador de bahía serán las siguientes: Funciones de Protección • Diferencial • Distancia (no se considera para el caso de la línea en 138 kV) • Sobrecorriente fase y tierra, direccional de fase y tierra, secuencia negativa • Sobretensión, subtensión, sobre y subfrecuencia, falla del interruptor • Falla del interruptor Funciones de control y mando: • Pantalla digital para representación presentación gráfica de la bahía • Señales, mandos y mediciones • Teclado para efectuar controles, mandos y visualizar información de la bahía. • Supervisión de la tensión auxiliar en Vcc y Vac • Supervisión de las señales de los devanados secundarios de los transformadores de medición • Funciones de sincronismo • Supervisión del estado de cada uno de los equipos del patio de llaves • Funciones de enclavamientos • Medición y estadística de todos los parámetros de la red • Otras funciones programables Funciones de comunicación • Terminales para enlaces de fibra óptica • Terminales RS 232, etc. Protocolos de comunicación no propietarios (DNP3, IEC 61850, etc.) Los transformadores de corriente del patio tendrán cuatro devanados en el secundario, los dos primeros para los controladores de bahía, el tercero para la protección de barras y el cuarto para la medición y registro. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Los transformadores de tensión del patio tendrán tres devanados en el secundario; los dos primeros para los controladores de bahía y el tercero para la medición y registro. 5.9.5 Control y protección del autotransformador/reactor de potencia En la SE Nueva Quencoro se instalará cuatro autotransformadores monofásicos 220/138/10,5 kV de 50 MVA cada uno, de los cuales uno será de respaldo. Se está planteando que los autotranformadores cuenten con dos esquemas de enfriamiento para potencias diferentes. Enfriamiento natural de aire (ONAN) y enfriamiento forzada de aire (ONAF), lo cual permitirá la disminución de las dimensiones del autransformador. Al autotransformador de potencia le corresponde una protección primaria unitaria, una protección secundaria y de respaldo graduada de las siguientes características: Protección primaria: debe contar con la función diferencial para transformadores de dos devanados que permitirá sensar las fallas internas en el transformador. El disparo del relé estará asociado al relé de bloqueo que impida la reconexión del transformaddor de potencia por la actuación de otro relé o via control remoto. El relé diferencial deberá tener una actuación, de preferencia, instantánea Protección secundaria: La segunda instancia de protección serán las funciones de sobrecorriente de fase y tierra y direccionales de fase. Además se debe contar con funciones de protección de sobretensión y subtensión, desbalance de carga y de frecuencia, entre otros. El tiempo de actuación de estas protecciones se definirá por el concesionario Protección auxiliar: El transformador de potencia deberá ser suministrado con un tablero adosado equipado con dispositivos de medición y control de temperatura, relé de imagen térmica, protección de flujo y sobrepresión, dispositivo de alivio de presión y protección del nivel de aceite. El seteo de cada uno de los parámetros de los dispositivos de protección será definido por el concesionario. 5.9.6 Protección del sistema de barras Para la implementación de las bahías en 220 kV. para la ampliación de las subestaciones de Suriray, Tintaya y en 138kV. de la Subestación Quencoro existente se implementará un devanado secundario en el transformador de corriente de la bahía exclusivamente para enviar la señal de corriente al relé diferencial de barras existente. Los equipos deberán suministrarse con terminales de fibra óptica, de tal manera que se puedan integrar fácilmente al sistema de control En la SE Nueva Quencoro se implementará un tablero de protección de barras con control para el acoplamiento de las barras. Se dispondrán de dos equipos idénticos, de tal manera de contar con un sistema redundante. 5.9.7 Sistema de medición Se propone para cada bahía en 220 kV y celda en 138 kV la implementación de un medidor electrónico multifunción clase 0.2 para facturación que permita medir todos los parámetros de la red y con memoria masiva para almacenar la información. La capacidad de memoria de los medidores será definida por el concesionario. Asimismo se propone un registrador de fallas con memoria masiva que permita registrar los transitorios pre y post falla y su almacenamiento para análisis. Estos equipos recibirán las señales del secundario de los transformadores de corriente y tensión, los cuales serán de clase de precisión 0.2 Los detalles de operación de los equipos serán definidos por el concesionario de acuerdo a las exigencias del COES y de las instalaciones vecinas (Suriray, Tintaya y Quencoro existente) 5.9.8 Sistema de comunicaciones de las subestaciones El sistema de comunicaciones para integrar las instalaciones del proyecto serán los siguientes: Para las líneas de transmisión en 220 kV se implementará como comunicación principal enlaces de fibra óptica y como comunicación de respaldo enlaces de onda portadora. Para la línea de transmisión en 138 kV se implementará un enlace de fibra óptica En las SS.EE. Suriray, Tintaya y Quencoro existente se instalarán casetas de campo al lado de las bahías para albergar todos los equipos de protección, control, mando y medición de la bahía; así como los equipos de comunicación para enviar toda la información para el control, mando y medición al centro de control en la SE Nueva Quencoro. Cada bahía en 220 kV en la SE Nueva Quencoro, así como la celda en 138 kV contarán con casetas de campo que alberguen todos los equipos de protección, control, mando y medición de la bahía/celda; así como los equipos de comunicaciones para recibir la información de las subestaciones vecinas y su enlace con el Centro de Control ubicado en el edificio de control Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Entre el "Centro de Control" y el COES se instalarán enlaces dedicados contratados con suministradores de telefonía local. 5.9.9 Centro de Control El Centro de Control estará ubicado en el edificio de control de la SE Nueva Quencoro, el cual recibirá todas la información de las subestaciones para la supervisión, control y mando. El Centro de Control será redundante y obedecerá a la siguiente lógica y equipamiento mínimo: Cada caseta de campo de la SE Nueva Quencoro y de las SS.EE. Tintaya, Suriray, Quencoro existente estarán equipados con un switch que reciba todas las señales de las bahías. Estos equipos estarán unidos mediante una red de control IEC-61850 de configuración en doble anillo y switch redundantes. El primer anillo serán en fibra óptica multimodo IEC61850 y enlazará a los equipos de campo del patio de llaves y los equipos del edificio de control (celdas en MT). El segundo anillo enlazará a las tres subestaciones remotas (Tintaya, Quencoro existente y Suriray). Este anillo recibirá las señales externas mediante fibra óptica monomodo. Se implementará además una red lan TCP/IP que unirá la red de control con los servidores del centro de control y la red de administración de la subestación. Se ha previsto la implementación de servidores y estación trabajo de control redundantes (principal y de respaldo idénticos), y un servidor de administración de la red. Se tiene previsto también un reloj GPS para la sincronización de todas las señales y de las subestaciones. El enlace con el COES será mediante una línea dedicada de comunicaciones contratada con una empresa servidora de telecomunicaciones local. 5.9.10 Aspectos Constructivos Los gabinetes deben ser estructuras autosoportadas, aptos para ser usados solos o en combinación con otros gabinetes para formar un conjunto uniforme. Los gabinetes para protección y control deben de tener preferiblemente las siguientes dimensiones: Altura: 2200 mm Ancho: 800 mm Profundidad: 800 mm El grado de protección mínimo para gabinetes instalados a la intemperie es IP55 y para gabinetes instalados en el interior del edificio de control es IP44 Los gabinetes deben ser a prueba de ingreso de animales. Deben tener aberturas con rejillas en la parte lateral superior e inferior para ventilación. 5.9.11 Tableros a ser Suministrados Para cada bahía en 220 kV y/o 138 kV en las subestaciones Nueva Quencoro, Suriray, Tintaya y Quencoro existente se implementará una caseta de control en el patio de llaves. Las casetas alojarán los siguientes tableros para el control, mando, medición y protección: Tablero de control, protección y medida (casetas de línea): controladores de bahía (principal y respaldo) con funciones de protección, control alarmas e indicación de parámetros eléctricos en tiempo real; medidor electrónico multifunción y registrador de fallas. Tablero de control, protección y medida (caseta de acoplamiento en S.E. Nueva Quencoro): relé multifunción con control y funciones de protección y medidor electrónico multifunción. Tablero de control, protección y medida (caseta del transformador en S.E. Nueva Quencoro): relés multifunción (principal y respaldo) para protección, alarmas e indicación de parámetros eléctricos en tiempo real; relé multifunción para protección, alarmas, control y mando de 2 bahías y medidor electrónico multifunción. Tablero acoplador de señales: Switchs para recepción señales de las bahías, unidad terminal remota con interface hombre-máquina, router y reloj GPS para sincronización con el centro de control. Tablero de fibra óptica Tablero de Onda Portadora (para casetas en 220kV) Los equipos (relé, medidores y unidad de control) deben tener la capacidad de conectarse a la red de información del centro de control, para lo cual deberán suministrarse con protocolos del tipo abierto (DNP3 o IEC 61850) y con puertos de comunicación con fibra óptica, RS 485 y RS 232. 5.9.12 Pruebas El Concesionario verificará el desarrollo de las pruebas que garanticen las características técnicas de los equipos mencionados. El Ministerio de Energía y Minas podrá solicitar al concesionario el protocolo de pruebas de los equipos. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 5.10 SISTEMA DE BARRAS 5.10.1 Objetivo Estas especificaciones tienen como objetivo especificar los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas, inspección y suministro de elementos metálicos para las estructuras de pórticos, conductores, aisladores y accesorios que forman parte del sistema de barras. 5.10.2 Normas aplicables Los materiales y accesorios de esta especificación, cumplirán con las prescripciones de la última edición de las siguientes normas: a. Conductor y Accesorios ASTM A153: Specification for Zinc Coating (hot dip) on tron and steel hardware ASTM B230: Aluminium Wire 1350-H90 for Electrical Purposes ASTM B231: Aluminium Conductors, Concentric–Lay–Stranded ASTM B232: Aluminium Conductors, Concentric-Lay-Stranded steel-reinforced (ASCR) ASTM B233: Aluminium Rolled Rods for Electrical Purposes. ASTM B262: Aluminium Wire, 1350-H16 or -H26 for Electrical Purposes ASTM B323: Aluminium Wire, 1350-H14 or –H24 for Electrical Purposes ASTM B341:Aluminium-coated (aluminized) steel-core wire for aluminium conductors, steel reinforced (ACSR) ASTM B398: Aluminiun-Alloy 6201-T81 Wire for Electrical Purposes ASTM B399: Conectric-Lay-Stranded 6201-T81 Aluminiun Alloy Conductors ASTM B498: Zinc-coated (galvanized) steel-core wire for aluminium conductors, steel-reinforced (ASCR) ASTM B524: Conectric-Lay-Stranded Aluminiun Conductors, Aluminium Alloy Reinforced IEC 209: Aluminium Alloy Stranded Conductors UNE 21-159: Elementos de Fijación y Empalme para Conductores y Cables de Tierra de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión ASTM A153: Standard Specification For Zinc-Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware ASTM B201: Testing Chromate Coatings on Zinc and Cadmium Surfaces ASTM B230: Aluminium 1350-H19 Wire for Electrical Purposes ASTM B398: Aluminium-Alloy 6201-T81 Wire for Electrical Purposes b. Aisladores y Accesorios ANSI C29.1: American National Standard Test Methods For Electrical Power Insulators ANSI C29.2: American National Standard For Insulators Wet-Process Procelain And Thoughened Glass-Suspension Type ASTM A 153: Zinc Coating (Hot Dip) On Iron And Steel Hardware UNE 21-158-90: Coating (Hot Dip) on Iron And Steel Hardware UNE 21-159: Elementos de Fijación y Empalme para Conductores y Cables de Tierra de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión ASTM B 6: Specification for slab zinc ASTM A 153: Zinc coating (hot dip) on Iron and Steel Hardware ASTM B 201: Testing chromate coatings on zinc and cadmiun surfaces c. Pórticos Publicación ASCE: American Society of Civil Engineers. Boletín No. 52 Guide for Design of Steel Transmission Towers. Publicación ASCE: American Society of Civil Engineers. Guidelines for Transmission Line Structural Loading. Publicación AISC: American Institute of Steel Construction. Manual of Steel Construction - Load and Resistance Factor Desing “LRFD” Structural Members , Specifications, and Codes Publicación AWS: American Welding Society. D1-1 Structural Welding Code ANSI Nº B.1.1 Unified Screw Threads ANSI Nº B.18.2.1 Heavy Hex Structural Bolts ANSI Nº B.18.2.2 Square and Hex Nuts ANSI Nº B.18.5 Round Head Bolts ASTM A 36: Standard specification for general requeriments for rolled steel paltes, shapes, sheet piling, and bars for structural use. ASTM A 572:High strength low alloy structural steel – Grado 50 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA ASTM A 394:Galvanized steel transmission tower bolts and nuts ASTM A 153:Zinc Coating (hot dip) on iron and steel hardware ASTM B 201:Testing chromate coatings on zinc and cadmium surfaces IEC P-652:Loading test on overheah line tower 5.10.3 Conductores y Accesorios En el sistema de barras de las subestaciones Tintaya y Suriray se utilizará el conductor previsto por el Concesionario de ambas subestaciones. En la subestación Quencoro existente se ha previsto el uso de doble conductor AAAC de 120mm² en lugar de conductor AAAC 240 mm² existente, es decir, es necesario que el concesionario cambie los conductores de barra, enlaces a los equipos y todos los accesorios requeridos. En la subestación Nueva Quencoro se ha previsto el uso de doble conductor ACSR de 319mm² (Parakeet) por fase. Los accesorios presentarán las características para ser usados con los conductores ACSR y AAAC de las características mencionadas. Los accesorios que se incluyen son los siguientes: Varillas de armar Manguitos de empalme Manguitos de reparación Separadores Pasta para aplicación de empalmes Herramientas y equipos de operación 5.10.4 Aisladores y Accesorios Se utilizarán cadenas de aisladores de porcelana clase ANSI 52-3 DE 15 000 lb. Los accesorios que se incluyen son los siguientes: Grillete Recto Yugo Triangular Rótula-Orquilla Grapa de Suspensión para Conductor Varillas Preformadas Grapa de compresión tipo pistola Alargador horquilla-Ojo Yugo rectangular Tensor Rasca o alargador horquilla- horquilla Horquilla-Bola 5.10.5 Pórticos En el diseño de las estructuras de pórticos y soportes de equipos se debe adoptar preferiblemente un sistema completo de estructura en celosía con perfiles angulares de acero galvanizado con distribución geométrica de elementos igual en todas las caras. La disposición, dimensiones y diseño de las diferentes estructuras estarán de acuerdo con los planos mostrados del patio de llaves de las subestaciones. Se implementarán pórticos en 220kV y 138kV en la S.E Nueva Quencoro, pórticos en 220kV en las subestaciones Suriray y Tintaya y pórticos en 138kV en la S.E. Quencoro existente. La definición de las características físicas y mecánicas de los soportes para equipos será definido por el concesionario de acuerdo con los requerimientos de los equipos y con la implantación eléctrica de las subestaciones. Para el diseño debe tenerse en cuenta que los soportes de equipos estarán sometidos a cargas de conexión, peso propio de equipos, cargas dinámicas de operación, viento y sismo sobre los equipos y sobre las estructuras mismas. Los perfiles y ferretería deberán contar con una protección anticorrosiva. de pintura del tipo epoxi o poliuretano. La preparación química y mecánica de la pintura será de acuerdo a la norma ISO 12944. 5.10.6 Pruebas El Concesionario verificará el desarrollo de las pruebas que garanticen las características técnicas de los conductores, aisladores, estructuras metálicas y accesorios descritos. El Ministerio de Energía y Minas podrá solicitar al concesionario el protocolo de pruebas a los componentes. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 5.11 PUESTA A TIERRA 5.11.1 Objetivo Estas especificaciones determinan, desde el punto de vista técnico, el suministro del sistema de puesta a tierra, conductores, equipos y aparatos destinados a las subestaciones. 5.11.2 Normas aplicables Los materiales y accesorios de esta especificación, cumplirán con las prescripciones de la última edición de las siguientes normas: INTINTEC 370.042 : Conductores de cobre recocido para el uso Eléctrico. ANSI C 135.14 : Staples with rolled of slash points 5.11.3 Red de tierra a. Red de tierra superficial Se utilizará doble conductor de cobre desnudo recocido de 120 mm² y unirá las partes metálicas de los equipos e instalaciones con la red de tierra profunda. b. Red de tierra profunda Se va a realizar la instalación de la malla de tierra profunda de la subestación con doble conductor de cobre de 120 mm². Se ha estimado para la malla de puesta a tierra grillas de 5x5 m de conductor doble dispuestos en paralelo. La malla deberá ir enterrada a una profundidad de 0,8 m. Se deberá tener especial cuidado de que la continuidad de la malla no se vea interrumpida o dañada por la posterior instalación de los equipos y/o materiales tales como las bases, fundaciones, cables de potencia, etc. Todos los empalmes con equipos, varillas y entre conductores serán de soldadura exotérmica. Bajo ninguna circustancia se deben usar conectores, toda vez que estos se deterioran con los cambios bruscos de temperatura. La malla de tierra será complementada por un número determinado de electrodos de puesta a tierra. Los pararrayos estarán conectados a la red de tierra por conductores protegidos y conectados a una varilla de puesta a tierra. El neutro del transformador de potencia estará conectado a la red de tierra profunda y reforzado con electrodos de puesta a tierra Los detalles de los materiales y constructivos serán definidos por el concesionario 5.12 CABLES DE CONTROL Y FUERZA 5.12.1 Objetivo Las presentes especificaciones determinan desde el punto de vista técnico el suministro de los cables de control que serán usados para el control y operación de los equipos. Los cables a ser suministrados bajo este punto servirán para el control y protección de la subestación, así como para los servicios de alumbrado y fuerza. Los cables podrán ir instalados en ductos, canaletas o directamente enterrados según sea el caso. 5.12.2 Características principales Los cables de control serán del tipo unipolar o multiconductor del tipo forrado, con blindaje electrostático y con aislamiento y cubierta exterior de cloruro de polivinilo, para servicio de 600 V, fabricados bajo las normas ASTM e ICE. El conductor deberá ser de cobre electrolítico cableado, con una conductividad del 100% IACS, y de temple blando, según norma ASTM B3 y B8. El aislamiento de los conductores serán de cloruro de polivinilo (PVC) de excelente flexibilidad, antiinflamables y autoextinguibles y con una temperatura de trabajo mínima de 60ºC. La protección de los cables será a base de cloruro de polivinilo especial (PVC especial), de gran resistencia al ambiente y a la humedad, no deberá ser afectada por agentes químicos, soportarán hasta una temperatura de trabajo máxima de 60ºC. Asimismo, deberá tener buena resistencia a la abrasión y gran resistencia mecánica. Las características finales de los cables de control y fuerza serán definidas por el concesionario. 5.13 SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS 5.13.1 Alcances Las presentes especificaciones determinan desde el punto de vista técnico, el suministro listo para el funcionamiento del equipo para la protección contra incendios. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Estos equipos se instalarán en cada subestación y estará compuesto de lo siguiente extintores portátiles y extintores sobre carriles. 5.13.2 Características Generales El suministro comprenderá agente extintor de incendios y dispositivos de extinción (extintores) Como agente extintor se utilizará polvo de extinción; se prohibirá el empleo de agua a fin de evitar accidentes eléctricos durante las intervenciones contra incendios. Este polvo será colocado en todos los extintores portátiles (dispositivo de extinción). Para incendios: motores, transformadores, tableros de mando y de distribución, el agente extintor será el polvo B. La elección del polvo como agente extintor dependerá principalmente de su poder sofocante y grado de toxicidad durante el uso (evitar el peligro de toxicidad para el personal). a. Extintores portátiles Los extintores portátiles serán colocados a la vista, en principio, en cada local de los edificios y serán constantemente accesibles, suspendidos de forma que sea fácilmente descolgados del soporte sin perder tiempo. El lugar previsto para su emplazamiento será indicado mediante una marca o señal indispensable. b. Dispositivos de extinción sobre carriles El extintor listo para el uso, colocado sobre carril permitiendo un desplazamiento rápido. Al igual que los portátiles; utilizarán el POLVO B, proyectándolo mediante presión acumulada. Tendrán un manómetro que indique la presión, facilitando así su control. Después del empleo, todos los extintores deberán ser revisados (reposición y control), puestos nuevamente en estado de funcionamiento de forma simple y segura. El peso total de cada dispositivo no sobrepasará los 150 kilos. Todos los extintores llevarán las instrucciones para el uso en idioma español. La ubicación del extintor sobre carril será normalmente en un extremo del patio de llaves debidamente protegido. La ubicación final de los extintores será definido por el concesionario. 5.13.3 Controles y pruebas El concesionario verificará el desarrollo de pruebas a los extintores de cada tipo. 5.13.4 Protección de equipos principales El sistema de protección contra incendios indicado es referencial, el Concesionario deberá definir además la necesidad de equipar sistemas contra incendios para los transformadores de potencia, reactores, instalación de muros cortafuegos, etc. 6 6. . E ES SP PE EC CI IF FI IC CA AC CI IO ON NE ES S T TÉ ÉC CN NI IC CA AS S : : E EQ QU UI IP PO OS S P PR RI IN NC CI IP PA AL LE ES S D DE E L LL L. .T TT T 6.1 ESTRUCTURAS DE ACERO (TORRES Y POSTES) 6.1.1 Objeto Determinar las especificaciones técnicas necesarias para el suministro de torres y postes acero, requeridos para las líneas de enlace en 220kV entre las subestaciones Suriray-Nueva Quencoro, Nueva Quencoro – Tintaya. y en el tramo en 138kV entre las subestaciones Nueva Quencoro – Quencoro existente. 6.1.2 Normas Aplicables El material cubierto por estas especificaciones cumplirá con las prescripciones de la última versión de las siguientes normas: Para las torres: ASTM A 36:Standard specification for general requeriments for rolled steel paltes, shapes, sheet piling, and bars for structural use ASTM A 572:High strength low alloy structural steel – Grado 50 ASTM A 394:Galvanized steel transmission tower bolts and nuts ASTM A 153:Zinc Coating (hot dip) on iron and steel hardware ASTM B 201:Testing chromate coatings on zinc and cadmium surfaces ASCE Nº 52:Guide for desing transmission tower IEC P-652:Loading test on overheah line tower Para los postes de acero: ASTM American Society for Testing Material. Race Street Philadelphia 3, Pennsylvania, USA. • Secciones troncocónicas embonables (round tapered tubes): A595, A572, A588 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA • ccesorios (arm attachment plates, bracket plate and base plate, bolts and nuts): A595, A36, A572, A588, A325, A449 • Galvanizado: A123, A153, A143 AWS American Welding Society; Miami; Florida, USA AWS D1.1-72 Secciones 1 al 8 SSPC Steel Structures Painting Council; Pittsburgh, Pennsylvania, USA 6.1.3 Alcances Las estructuras a emplearse en las líneas de transmisión en 220kV, serán torres autosoportantes del tipo celosía en perfiles angulares de acero galvanizado, ensambladas por pernos y tuercas. Se ha previsto emplear los tipos de torres descritas en la tabla de prestaciones que se muestra más abajo. Sin embargo, el concesionario definirá las características finales de las estructuras a ser empleadas. La extensión del suministro comprende estructuras de acero, dispositivo de escalamiento, placas de advertencia y stubs de anclaje al concreto. En la línea de 138kV. se utilizarán postes de acero galvanizado autosoportados, cuyo suministro incluirá perforaciones y tuercas soldadas para las conexiones de puesta a tierra, orejas en las estructuras de amarre para la fijación del herraje del conductor. 6.1.4 Prestaciones Las prestaciones previstas para las estructuras metálicas de acero galvanizado en celosía, se muestra en el siguiente resumen: Prestaciones para Estructuras LT 220 kV Tipo de Estructura Angulo (°) Vano Viento (m) Vano Peso (m) Vano Máximo Lateral (m) Suspensión “S” 0° 500 1 000 650 Suspensión “S” 3° 400 1 000 500 Ángulo-Anclaje “A” 0° 800 1 600 1 200 Ángulo-Anclaje “A” 30° 300 1 000 400 Ángulo-Terminal “T” 0-90° 400 1 500 500 Anclaje - Especial“T” 3° 1 500 3 000 2 000 Las prestaciones previstas para los postes metálicos autosoportados, se muestran en el siguiente resumen: Prestaciones para Estructuras LT 138 kV Tipo de Estructura SP AP Angulo de la línea 0°-40° 90°Terminal Vano viento 100 m 100 m Vano lateral 100 m 100 m Vano peso 200 m 200 m En el volumen de planos se muestra la configuración y dimensiones principales de los tipos de estructuras especificados. 6.1.5 Criterios de diseño y cálculo a. Cálculo Mecánico de Estructuras Para los cálculos mecánicos de las estructuras el concesionario debe tomar en cuenta las recomendaciones del Código Nacional de Suministro Eléctrico 2001; sin embargo dado que el código en referencia no define de manera precisa las hipótesis de cálculo se definen referencialmente las siguientes : Para las estructuras de Suspensión (Tipo "S") Hipótesis Normal Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre Tracción de los conductores y cables de guarda para el ángulo de 3° Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Las cargas corresponderán a la situación mas crítica de los CMC Hipótesis excepcional Se calculará el árbol de cargas para las hipótesis de rotura de conductores de cada fase y cada uno de los cables de guarda por separado en las condiciones EDS es decir sin viento y como Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA cárgas verticales el vano peso y carga operativa de 100 kg (en total se determinarán 5 hipótesis: 3 para roturas de cada conductor y dos para rotura de cada cable de guarda Para estructuras de Anclaje (Tipo "A"- Anclaje) Hipótesis normal Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre Tracción de los conductores y cables de guarda para un ángulo de 3° Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Las cargas corresponderán a la situación mas crítica de los CMC Hipótesis excepcional Desbalance de las tracciones unilaterales de los conductores y cable de guarda al 33% en las condiciones EDS es decir sin viento Cargas verticales (vano peso y carga operativa de 100 kg) Para estructuras de Anclaje (Tipo "A"- Anclaje/Angular) Hipótesis normal Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre Tracción de los conductores y cables de guarda para un ángulo de 30° Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Las cargas corresponderán a la situación mas crítica de los CMC Hipótesis excepcional Desbalance de las tracciones unilaterales de los conductores y cable de guarda al 100% en las condiciones EDS, es decir sin viento Cargas verticales (vano peso y carga operativa de 100 kg) Para las estructuras Terminales (Tipo "T") Hipótesis normal Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre Tracción de los conductores y cables de guarda para un ángulo de 90° Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Hipótesis Terminal Tracciones unilaterales de los tres conductores y los dos cables de guarda en la hipótesis más crítica de esfuerzos y vientos Cargas verticales (vano peso y 100 kG de carga de operación) Hipótesis Especial Cargas de viento horizontal sobre conductores, cable de guarda, aisladores y torre (Vano:1500) Tracción de los conductores y cables de guarda para un ángulo de 3° Cargas verticales (vano peso de 3000m y 100 kG de carga de operación) De acuerdo al CNE-Suministro 2001 se deben considerar un factor de resistencia para el acero de 1.0 y los siguientes factores de sobrecarga para las estructuras: Cargas transversales normales Viento : 2.5 Tracción de conductores : 1.65 Cargas longitudinales normales En general : 1.1 En los anclajes : 1.6 Cargas verticales : 1.25 Cargas excepcionales Transversales : 1.15 Longitudinales : 1.15 Verticales : 1.15 b. Esfuerzos límites El esfuerzo límite de cada elemento de la torre será: Para los esfuerzos de tracción: el límite elástico del acero. Para los esfuerzos de comprensión: el esfuerzo límite de pandeo. El método de cálculo a seguir será la última edición de la Guía de Diseño de Torres de Transmisión de la ASCE (American Society of Civil Engieneers). c. Máxima relaciones de esbeltez admisibles La relación de esbeltez de elementos a compresión no excederá los límites siguientes: L 150 para montante y crucetas Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA r min 200 para riostras diagonales y otros elementos. 250 para elementos redundantes La relación de esbeltez de elementos a tracción no excederá los límites siguientes: L 240 para miembros principales r min 300 para miembros secundarios d. Memoria de Cálculo El concesionario contará con la memoria de cálculo completa y detallada de cada tipo de torre, indicando el valor de las cargas para cada condición mecánica; así como para cada elemento de la torre, las características mecánicas de los perfiles, el esfuerzo máximo, el factor de seguridad y el largo de pandeo, y los esfuerzos de corte y tracción de los pernos. e. Criterios particulares de diseño En el diseño de las torres se procurará reducir al mínimo el número de elementos así como su variedad. Las conexiones entre perfiles serán diseñadas de manera tal que sus ejes se encuentren en el mismo punto, reduciendo al mínimo las excentricidades. Las uniones entre los elementos de las estructuras se realizarán por pernos, tuercas y arandelas necesarias, así como placas de unión. No se aceptará soldaduras entre perfiles. En el diseño de las estructuras se tomarán en consideración las exigencias de fabricación y de construcción Los terminales de las crucetas de las torres de anclaje deberán permitir también el montaje de cadenas de suspensión. 6.1.6 Prescripciones constructivas a. Torres Para las estructuras de las torres se utilizarán perfiles angulares de lados iguales y placas de acero normal o de alta resistencia, conforme a la norma DIN 17100 de preferencia y/o ASTM A36, A572 y/o SAE 1020, o equivalentes con las características mínimas siguientes: Acero normal Acero alta resistencia (St-37) (St-52) Esfuerzo ruptura (N/mm2) 363-441 519-608 Límite elástico (N/mm2) 235 353 Alargam. a ruptura (Lo=5do) 25% 22% El espesor mínimo permitido para perfiles y placas es de 6 mm para los elementos de montantes y crucetas, y de 4 mm para los demás elementos. No se utilizarán perfiles inferiores a 60 x 60 x 6 mm para elementos de montantes y crucetas, y de 35 x 35 x 4 mm para todos los demás elementos. El diámetro mínimo de los pernos será de 16 mm para los montantes y crucetas, y de 12 mm para los demás elementos. Durante la fabricación, los perfiles, las placas de refuerzos y los cubre juntas, etc. serán cortadas con guía y podrán ser cizallados o aserrados y toda rebaba del metal será cuidadosamente eliminada. Todos los perfiles, refuerzos y cubre juntas, etc. serán perfectamente rectos. Perfiles y placas de refuerzo que necesiten ser doblados, éste se realizará en caliente. Donde por razones particulares los elementos son doblados en frío, el material será posteriormente recocido o aliviado de tensiones. Los elementos de las estructuras tendrán todas sus perforaciones hechas en el taller, de manera que no sea necesario hacer ninguna perforación en el sitio para añadir cualquier elemento de extensión a las torres. La distancia desde el centro de las perforaciones para pernos a la orilla de cada sección de acero no será menor que 1,5 veces el diámetro del perno. Asimismo la distancia mínima entre los centros de las perforaciones para pernos adyacentes no será inferior a 2,5 veces al diámetro del perno correspondiente. Las perforaciones pueden ser punzonadas a un diámetro tres milímetros más pequeño que el diámetro final o taladrar a un diámetro un milímetro más pequeño que el diámetro final, a elección del fabricante, y posteriormente terminados a su diámetro definitivo si la calidad del acero y la experiencia del fabricante para punzonar, decapar y galvanizar son tales que no se verifique ningún peligro de rotura. El aspecto final de las perforaciones deberá ser circular, sin rebabas o grietas. Los elementos con perforaciones no conformes a esta prescripción será rechazada. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA La máxima tolerancia admisible en el corte de las piezas será de uno por mil. La diferencia máxima admisible entre el diámetro de la perforación y el diámetro del perno no excederá de 1 mm. La máxima tolerancia admisible en la posición mutua de los agujeros será las siguientes: • En el mismo extremo del perfil ± 0,5 mm • Entre extremos del perfil ± 1,0 mm No se admitirá ninguna tolerancia en la posición de los ejes de las perforaciones con respecto a los ejes del perfil. Las juntas de los montantes serán de preferencia del tipo de tope, sin embargo, el concesionario podrá optar por juntas de recubrimiento. Las esquinas de los perfiles serán oportunamente chaflanadas a fin de asegurar un contacto directo y continuo entre las paredes de los perfiles a usar. El largo mínimo de las juntas será a lo menos de 300 mm con 6 pernos como mínimo. No está permitido el uso de soldadura en ningún elemento de las torres. Todos los elementos de las estructuras para los diferentes tipos de torres serán marcados con la misma identificación de los planos de fabricación y de montaje. Las piezas destinadas a ser empotradas en el concreto de las fundaciones tendrán dispositivos adecuados para aumentar la adherencia entre el acero y el concreto. Todos los elementos de las estructuras de las torres y las destinadas a ser empotrados en el concreto, serán galvanizados en conformidad con la norma ASTM. En el caso que se encuentren partes galvanizadas con formación de "moho blanco" durante el envío, o en el almacenamiento en el sitio, el concesionario tendrá la facultad de: • Aprobar un sistema de limpieza y pintura protectora para aplicarse en terreno, si en su opinión este es conveniente. • Ordenar inmediatamente la prohibición del empleo de las partes afectadas, y que todos los futuros embarques reciban, antes de despacharlos de los talleres, un tratamiento especial mediante pulverización o baño de los elementos individuales. Pernos y tuercas para torres: Se utilizarán pernos de cabeza hexagonal forjados de una barra sólida, perfectamente concéntrica y a escuadra son el vástago, el cual será perfectamente recto. El punto donde el vástago del perno se une a la cabeza, tendrá un empalme de radio suficiente para eliminar excesivas concentraciones de esfuerzos. Las arandelas plana de seguridad a presión, serán provistas bajo todas las tuercas. Las arandelas serán de acero, y por lo menos de tres milímetros de espesor. Las arandelas estructurales biseladas serán provistas cuando sea necesario. Todos los pernos (incluyendo la parte roscada), tuercas (excepto las roscas) y arandelas serán galvanizados cromatizadas en conformidad con la norma ASTM. Todos los pernos se suministrarán con sus tuercas atornilladas en talleres a fin de asegurar su ajuste correcto. Las tuercas deberán atornillarse manualmente a los pernos. Las roscas de todos los pernos y tuercas serán aceitadas antes de la expedición. b. Postes Todos los postes y partes serán de acero galvanizado y cumplirán con los requerimientos de las normas ASTM aplicables. Todas las piezas de ensamblaje (incluyendo pernos, tuercas, elementos de enlace en postes de dos piezas, pletinas, y ganchos para fijación de herrajes, etc.) deberán ser de acero galvanizado en caliente según norma ASTM A123 y A153. Las propiedades de impacto en la dirección longitudinal del material serán determinadas de acuerdo al método descrito en las normas ASTM A370 y A673. Todo el trabajo en acero no será inferior en calidad al especificado en las normas ASTM A7. Todas las piezas se cortarán a patrón y todos los huecos se punzonarán y perforarán del mismo modo. Los huecos no se excoriarán. El diámetro de los huecos no excederá en más de 1,5 mm el diámetro del perno correspondiente. Las soldaduras de las piezas secundarias serán hechas por un especialista de reconocida experiencia antes de la galvanización. Todas las superficies solapadas deben cubrirse con macilla epóxica flexible para evitar depósito de agua y polución, y no pueda iniciarse en proceso de oxidación. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 6.1.7 Accesorios Cada torre será completada con los accesorios siguientes: Pernos de escalamiento Dispositivos antiescalamiento Placas indicadoras Señalización de secuencia de fases Estribos Extensiones Pernos de anclaje El suministro de los postes de acero incluirá: Perforaciones y tuercas soldadas para las conexiones de puesta a tierra. Orejas en las estructuras de amarre, para la fijación del herraje del conductor. Marcas en los postes. 6.1.8 Puesta a tierra La puesta a tierra de las torres será efectuada tomando como referencia lo recomendado en los planos del proyecto (ver Plano Nº L-09). Cada Stub y parrillas estarán provistas de agujeros de dimensiones adecuados para conectar el sistema de puesta a tierra. Las perforaciones estarán ubicadas a 60 cm debajo del nivel del suelo. 6.1.9 Pruebas El concesionario verificará el desarrollo de las pruebas que garanticen las características técnicas de torres, postes y accesorios. a. Pruebas de Prototipo Torres de muestras A fin de controlar el diseño y cálculo de los diversos tipos de torres especificados, una prueba de carga será llevada a cabo sobre todas las torres prototipos sin galvanizar, armadas en su máxima extensión de patas. Las pruebas serán destructivas. Preparación de la prueba Las pruebas serán llevadas a cabo antes de comenzar la fabricación de las torres, en los talleres del fabricante, o en una estación de pruebas definida por el concesionario. La torre de muestra será montada sobre una fundación rígida. Si para montar las torres en el sitio se propone ensamblarlas sobre el suelo y posteriormente levantarlas a la posición vertical, este mismo método será empleado para montar la torre de muestra. Carga de prueba A la estructura completa con crucetas y estribos se le aplicarán simultáneamente las cargas especificadas para la condición de carga normal, seguidas por las cargas correspondientes a la condición excepcional. Las cargas serán aplicadas mediante cabrestantes de regulación fina y dinamómetros a la lectura correspondiente detallada, que haya sido previamente calibrados en una reconocida estación de prueba oficial. Cada condición de carga se mantendrá aplicada durante un mínimo de 5 minutos. Las deflexiones en la cúspide de la torre, extremos de crucetas y en cualquier otro punto de la estructura serán medidas mediante un procedimiento aprobado por el propietario. Al final de esta prueba, ningún elemento de la estructura deberá presentar deformación permanente. Prueba destructiva Se llevarán a cabo para una torre de suspensión y una torre de anclaje, las cuales estarán armadas con su máxima extensión, hasta el colapso de la estructura. Modificación de diseño Si, como resultado de esta prueba fuera necesario efectuar cualquier modificación al diseño de la torre, a fin de que la resistencia de la torre esté conforme con las prescripciones de las especificaciones técnicas. Reutilización de las torres Las torres sometidas a pruebas destructivas pueden ser usadas en la línea de transmisión, por aprobación del concesionario después de reemplazar los elementos deformados o destruidos. b. Montaje en Blanco A fin de controlar la calidad de la elaboración, un prototipo de cada tipo de torre será ensamblado en el taller del fabricante, antes de empezar la fabricación y completo con todos los elementos, pernos y tuercas para formar una torre completa. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Todas las partes deberán ajustar exactamente con las otras correspondientes sin necesitar ninguna otra empaquetadora a que las arandelas previstas. Ningún ajuste de perforación o deformación de cualquier parte será permitido durante esta prueba. c. Pruebas de Rutina Las pruebas a efectuarse a cada lote de material serán las siguientes: Prueba de tracción. Prueba de doblado. Prueba de resiliencia. Prueba de galvanización (Norma ASTM) Prueba de rotura (Norma ASTM A -143) Pruebas de pernos y tuercas Las pruebas a llevarse a cabo, los métodos de selección de muestras serán definidas por el concesionario. 6.2 CONDUCTORES DE ALUMINIO REFORZADO CON ACERO Y ACCESORIOS 6.2.1 Objetivo Estas especificaciones técnicas cubren el suministro del conductor de aluminio reforzado con acero galvanizado – ACSR (Parakeet), con relación de sección aluminio/acero galvanizado 3,43. y sus accesorios. 6.2.2 Normas aplicables Las normas a ser usadas para el suministro del conductor de aluminio reforzado con acero (ACSR), accesorios, fabricación de alambres, cableado de los conductores, pruebas e inspección serán las siguientes, según la versión vigente a la fecha de la convocatoria o licitación, en el orden y precedencia indicado. ASTM A153:Specification for Zinc Coating (hot dip) on tron and steel hardware ASTM B230:Aluminium Wire 1350-H90 for Electrical Purposes ASTM B231:Aluminium Conductors, Concentric–Lay–Stranded ASTM B232:Aluminium Conductors, Concentric-Lay-Stranded steel-reinforced (ASCR) ASTM B233:Aluminium Rolled Rods for Electrical Purposes. ASTM B262:Aluminium Wire, 1350-H16 or -H26 for Electrical Purposes ASTM B323:Aluminium Wire, 1350-H14 or –H24 for Electrical Purposes ASTM B341:Aluminium-coated (aluminized) steel-core wire for aluminium conductors, steel reinforced (ACSR) ASTM B398:Aluminiun-Alloy 6201-T81 Wire for Electrical Purposes ASTM B399:Conectric-Lay-Stranded 6201-T81 Aluminiun Alloy Conductors ASTM B498:Zinc-coated (galvanized) steel-core wire for aluminium conductors, steel-reinforced (ASCR) ASTM B524:Conectric-Lay-Stranded Aluminiun Conductors, Aluminium Alloy Reinforced IEC209:Aluminium Alloy Stranded Conductors UNE 21-159:Elementos de Fijación y Empalme para Conductores y Cables de Tierra de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión ASTM B201:Testing Chromate Coatings on Zinc and Cadmium Surfaces 6.2.3 Alcance Para la implementación de las líneas en 220kV. y 138kV. se utilizará conductor de aluminio reforzado con acero galvanizado – ACSR (Parakeet) de 319mm 2 (Parakket), cuyos principales datos técnicos son: Tipo de conductor: ACSR-Parakeet Material: Aleación de Aluminio c/reforzamiento de acero galvanizado Sección Nominal: 319 mm² Diámetro exterior: 23,22 mm Carga de Rotura: 8 999 kg Los accesorios deberán tener las dimensiones adecuadas para la sección de conductor solicitado y son los siguientes: Varillas de armar Manguitos de empalme Manguitos de reparación Amortiguadores de vibración tipo Stockbrigde Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Separadores rígidos y flexibles Pasta para aplicación de empalmes Herramientas y equipos de operación 6.2.4 Características constructivas El conductor de aluminio reforzado en acero galvanizado (ASCR) será concéntrico, desnudo y cableado, para la sección nominal que se indica en las tablas de datos técnicos. La fabricación del conductor se realizará de acuerdo a las normas establecidas en estas especificaciones y se efectuará en una parte de la fábrica especialmente acondicionada para tal propósito. Durante la fabricación y almacenaje se deberán tomar precauciones para evitar toda posibilidad de contaminación que puedan causar efectos adversos sobre el conductor de aleación de aluminio por cobre u otros materiales. En caso de que alguna maquinaria haya sido utilizada en la fabricación de conductores distintos a los especificados, esta será cuidadosamente limpiada antes de ser usada en la fabricación. En todo momento del proceso de fabricación del conductor, se preverá que las longitudes en fabricación sean tales que en una bobina alcance el conductor de una sola longitud, sin empalmes de ninguna naturaleza. En la fabricación de los conductores se cuidará de alcanzar la mínima rotación natural y la máxima adherencia entre los alambres de cada capa y entre las capas, a fin de evitar daños aún cuando se desarrollen bajo tensión mecánica. Los accesorios serán fabricados en las dimensiones adecuadas para el uso con el conductor especificado y del material apropiado y compatible con el conductor de acuerdo a la tabla de datos técnicos. Las superficies de accesorios en contacto con el conductor tendrán acabado con superficies lisas, libres de todo defecto y aquellos que ejercen presión sobre el conductor no deberán dañarlo. 6.2.5 Inspecciones y pruebas El concesionario verificará el desarrollo de las pruebas que garanticen las características técnicas del conductor y sus accesorios. Los instrumentos a utilizarse en las mediciones y pruebas deberán tener certificado de calibración vigente expedido por un organismo de control estatal o institución particular autorizada. a. Conductor Los conductores serán sometidos a las siguientes pruebas: Pruebas de rutina sobre los alambres componentes • Composición del material • Medida del diámetro y control de la superficie de los alambres • Prueba de tensión mecánica • Prueba de ductibilidad • Prueba de resistividad • Prueba de enlongación • Prueba de envoltura Pruebas del Conductor Cableado • Control de la superficie • Prueba de tensión mecánica • Prueba de torsión b. Accesorios Los accesorios del conductor serán sometidos a las siguientes pruebas: Pruebas de rutina sobre cada accesorio • Control de las dimensiones y del ensamblaje. • Prueba de tracción. • Prueba de galvanización según normas especificadas. • Pruebas de resistencia eléctrica Pruebas de los ensambles • Prueba mecánica • Prueba de calentamiento Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 6.2.6 Tabla de datos técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS CONDUCTOR ACSR (PARAKEET) Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado A CARACTERÍSTICAS GENERALES 1 Tipo ACSR 2 Material Alum. y Acero Gdo 3 Denominación 319 mm² ACSR 4 Fabricante 5 País de fabricación 6 Normas de fabricación ASTM 230-232- 498 IEC 209 B CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES 1 Número de hilos x diámetro - Aluminio (1350 EC) Nº x mm 24 x 3.87 - Acero Galvanizado Nº x mm 7 x 2.58 2 Diámetro exterior del conductor mm 23,22 3 Sección nominal mm² 319 4 Sección total mm² C CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS 1 Peso del conductor kg/m 1,067 2 Carga de ruptura mínima a la tracción kg 8999 3 Modulo de elasticidad inicial kg/mm² 8000 4 Modulo de elasticidad final kg/mm² 5 Coeficiente de dilatación térmica lineal 1/°C 0,0000189 D CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS 1 Resistencia eléctrica a 20°C Ohms/km 0,1010 2 Coeficiente de resistividad a 20ºC 1/°C 0,00403 3 Capacidad de corriente Amp E CARACTERÍSTICAS DE FABRICACIÓN 1 Máxima longitud del cable sobre el carrete m 2 Peso máximo de expedición de un carrete kN 3 Tolerancia máxima admisible sobre el peso del del conductor acabado % F ALAMBRES DE ALUMINIO 1 Sección del Alambre mm² 11,75 2 Resistencia a la Tracción Mínima kg/mm² 3 Alargamiento a la rotura mínima (muestras 250mm) % 4 Resistividad eléctrica Ohm/m 5 Conductividad eléctrica % IACS 61 G ALAMBRES DE ACERO 1 Sección del Alambre mm² 5,28 2 Resistencia a la Tracción Mínima kg/mm² 3 Alargamiento a la rotura mínima (muestras 250mm) % 4 Peso de zinc depositado por galvanización G/m² según norma ASTM B-498 grado A TABLA DE DATOS TÉCNICOS ACCESORIOS PARA CONDUCTOR ACSR (PARAKEET) Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado A MANGUITOS DE EMPALME Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS ACCESORIOS PARA CONDUCTOR ACSR (PARAKEET) Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Fabricante 2 País de procedencia 3 Normas de fabricación 4 Material Aluminio 5 Diámetro de conductor para empalme mm 23,22 6 Longitud mm 7 Número de Compresiones 8 Carga mínima de deslizamiento del conductor kg 9 Resistencia eléctrica a 20°C entre entrada y salida del conductor Ohms 11 Peso total kg B MANGUITOS DE REPARACIÓN 1 Fabricante 2 País de procedencia 3 Normas de fabricación 4 Material Aluminio 5 Tipo Compresión 6 Diámetro del conductor a reparar mm 23,22 7 Longitud m 0,20 8 Número de Compresiones 9 Peso total kg C VARILLAS DE ARMADO PARA CONDUCTOR 1 Fabricante 2 País de procedencia 3 Normas de fabricación 4 Sección del conductor a aplicarse mm² 319 5 Número y diámetro de los alambres Nro x mm 6 Largo total de la varilla mm 7 Paso de la hélice mm 8 Diámetro interno de la hélice mm 9 Peso de la varilla completa kg D AMORTIGUADORES PARA CONDUCTOR 1 Fabricante 2 País de procedencia 3 Normas de fabricación DIN-0212 4 Sección del conductor a aplicarse mm² 319 5 Material de la grapa fijación al conductor Alunimio 6 Cable conector 7 Masas vibrantes 8 Largo total del amortiguador mm 9 Momento de inercia cm 4 10 Módulo elástico del cable conector kg/mm² 11 Peso total kg 12 Peso de cada masa vibrante kg D SEPARADOR AMORTIGUADOR 1 Fabricante 2 País de procedencia 3 Normas de fabricación Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS ACCESORIOS PARA CONDUCTOR ACSR (PARAKEET) Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 4 Tipo Amortiguador 5 Número de Conductores 2 6 Sección del conductor a aplicarse mm² 319 7 Material del cuerpo Acero estampado galvanizado 8 Material de la grapa fijación al conductor Aleación de Aluminio 9 Peso total kg D SEPARADOR RIGIDO 1 Fabricante 2 País de procedencia 3 Normas de fabricación 4 Tipo Rígido 5 Número de Conductores 2 6 Sección del conductor a aplicarse mm² 319 7 Material del cuerpo Acero estampado galvanizado 8 Material de la grapa fijación al conductor Aleación de Aluminio 9 Peso total kg 6.3 AISLADORES Y ACCESORIOS 6.3.1 Objetivos Estas especificaciones cubren las condiciones técnicas requeridas para la fabricación, pruebas y entrega de los aisladores que se utilizarán en líneas de transmisión y sus accesorios. 6.3.2 Normas aplicables Los aisladores cerámicos materia de la presente especificación y sus accesorios, cumplirán con las prescripciones de la última versión de las siguientes normas: ANSI C29.1:American National Standard Test Methods For Electrical Power Insulators ANSI C29.2:American National Standard For Insulators Wet-Process Procelain And Thoughened Glass-Suspension Type ASTM A 153:Zinc Coating (Hot Dip) On Iron And Steel Hardware UNE 21-158-90:Coating (Hot Dip) on Iron And Steel Hardware UNE 21-159:Elementos de Fijación y Empalme para Conductores y Cables de Tierra de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión ASTM B 6:Specification for slab zinc ASTM B 201:Testing chromate coatings on zinc and cadmiun surfaces ANSI C29.11:American National Standard for Composite Suspension Insulators for Overhead Transmission Line Tests IEC 1109:Composite Insulators for A. C. Overhead Lines with a Nominal Voltage Greater than 1000V– Definitions, Test Methods and Acceptance Criteria IEC 815:Guide for Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions 6.3.3 Condiciones ambientales Los aisladores se instalarán en zonas con las siguientes condiciones ambientales: Altitud sobre el nivel del mar : hasta 4500 m Humedad relativa : entre 65 y 80% Temperatura ambiente :-5 °C y 26 °C Contaminación ambiental : de escasa a moderada 6.3.4 Condiciones de operación El sistema eléctrico en el cual operarán los aisladores de suspensión, tiene las siguientes características: Tensión de servicio de la red 220 kV 138 kV Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Tensión máxima de servicio 245 kV 145 kV Frecuencia de la red 60 Hz 60 Hz Naturaleza del neutro Efectiv. puesto a tierra Efectiv. puesto a tierra. 6.3.5 Alcances Se utilizarán cadena de aisladores de porcelana clase ANSI 52-3 para las líneas en 220kV y en los postes de acero tipo angular-anclaje en 138kV. En los postes de acero tipo suspensión se utilizarán aisladores poliméricos line post. Las características de los aisladores se muestran en la tabla de datos técnicos. Los accesorios a ser utilizados serán compatibles con el suministro de aisladores Los elementos que constituyen los distintos tipos de ensambles con aisladores de porcelana a ser implementados son los siguientes: Grillete Recto Yugo Triangular Rótula-Orquilla Grapa de Suspensión para Conductor Anillo Corona Varillas Preformadas Enganche para Contrapeso Contrapesos Grapa de compresión tipo pistola Alargador horquilla-Ojo Yugo rectangular Tensor Rasca o alargador horquilla- horquilla Horquilla-Bola Los componentes requeridos con aisladores de tipo line post a ser implementados se muestran en el volumen de planos (Ver Plano Nº L-05) 6.3.6 Prescripciones generales Las grapas de suspensión y anclaje no permitirán ningún deslizamiento ni deformación o daño al conductor activo. Ningún accesorio o pieza atravesada por corriente eléctrica, deberá alcanzar una temperatura superior al conductor respectivo en las mismas condiciones. La resistencia eléctrica de los empalmes y de las grapas de anclaje no será superior al 80% del largo correspondiente al del conductor. Para evitar efluvios eléctricos, la forma y el diseño de todas las piezas bajo tensión será tal que evite esquinas agudas o resaltos que produzcan un excesivo gradiente de campo eléctrico. Los diversos dispositivos de los accesorios estarán completos con todas las piezas y elementos de conexión para obtener un montaje fácil y sin posibilidades de errores que produzcan una disminución en las características electromecánicas. A fin de evitar el aflojamiento de los pernos de los conjuntos, todas las tuercas serán fijadas por medio de un dispositivo de seguridad. El diseño de las partes mecánicas continuas y de sus superficies será tal que permitan mantener un buen contacto eléctrico, bajo las más desfavorables condiciones de servicio. El diseño de todos los accesorios serán tales como para impedir la entrada y el depósito de humedad en el conductor y en las piezas, así como la corrosión de las partes metálicas. En el diseño de los diversos tipos de accesorios se normalizarán lo más posible los diversos tipos de piezas utilizadas en particular pernos, tuercas, arandelas y chavetas, a fin de reducir la variedad de repuestos. 6.3.7 Características constructivas a. Aisladores Los aisladores de suspensión y anclaje serán de porcelana de superficie exterior vidriada; el material de las partes metálicas será de acero forjado o hierro maleable galvanizado; estarán provistos de pasadores de bloqueo fabricados con material resistente a la corrosión, tal como bronce fosforoso o acero inoxidable. Las características y dimensiones de los aisladores de suspensión se indican en la Tabla de Datos Técnicos Garantizados. En los aisladores line post tendrán núcleo de fibra de vidrio reforzada con resina epóxica de alta dureza, resistente a los ácidos y, por tanto, a la rotura frágil; tendrá forma cilíndrica y estará destinado a soportar la carga mecánica aplicada al aislador. El núcleo deberá estar libre de burbujas de aire, sustancias extrañas o defectos de fabricación y tendrá un revestimiento hidrófugo de goma de silicón de una sola pieza aplicado por extrusión o moldeo por inyección. Este recubrimiento no tendrá juntas ni costuras, será uniforme, libre de imperfecciones y estará firmemente unido al núcleo; tendrá un Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA espesor mínimo de 3 mm en todos sus puntos. La resistencia de la interfase entre el recubrimiento de goma de silicón y el cilindro de fibra de vidrio será mayor que la resistencia al desgarramiento (tearing strength) de la Goma de silicón. Las aletas aislantes serán, también hidrófugos de goma de silicón, y estarán firmemente unidas a la cubierta del cilindro de fibra de vidrio por moldeo como parte de la cubierta; presentarán diámetros iguales o diferentes y tendrán, preferentemente, un perfil diseñado de acuerdo con las recomendaciones de la Norma IEC 815. La longitud de la línea de fuga requerida deberá lograrse con el necesario número de aletas. El recubrimiento y las aletas serán de color gris o blanco. b. Accesorios Las piezas sujetas a esfuerzos mecánicos serán preferiblemente en acero forjado o hierro maleable, adecuadamente tratado para aumentar su resistencia a choques y a rozamientos. Accesorios y piezas normalmente bajo tensión serán fabricados de material antimagnético. Las grapas de suspensión y de anclaje de los conductores serán de aleación de aluminio. Las partes no ferrosas resistirán las condiciones atmosféricas sin ninguna protección. Los accesorios serán fabricados con materiales compatibles que no den origen a reacciones electrolíticas, bajo cualquier condición de servicio. Las superficies en contacto con el conductor serán perfectamente lisas y libres de cualquier imperfección o irregularidad de tal forma, que no puedan causar abrasiones, deformaciones o daños. Las superficies exteriores de todas las piezas serán sin esquinas agudas o resaltes, eliminando las irregularidades que puedan causar concentraciones del campo eléctrico superficial. Las roscas de los pernos serán cubiertas con una grasa inmediatamente antes del ajuste en el montaje. Las chavetas para asegurar la fijación de los accesorios a la cadena de aisladores serán de acero inoxidable y serán apoyados por arandelas de tamaño y calibre adecuado. Antes de la galvanización, las piezas serán marcadas mediante punzón con el nombre del fabricante o marca de fábrica y con el código de la pieza. Las marcas serán claramente legibles después del galvanizado. Una vez terminado el maquinado y marcado, todas las partes del fierro y acero de los accesorios serán galvanizado mediante inmersión en caliente según norma ASTM A 153. El galvanizado tendrá textura lisa, uniforme, limpia y de un espesor standard en toda la superficie. La preparación del material para el galvanizado y el proceso mismo del galvanizado no afectarán las propiedades mecánicas de las piezas trabajadas. El espesor del recubrimiento de zinc no será inferior a 600 g/m² para los accesorios de la línea en 220 kV. Los herrajes extremos para los aisladores de suspensión tipo Line Post estarán destinados a transmitir la carga mecánica al núcleo de fibra de vidrio. La conexión entre los herrajes y el núcleo de fibra de vidrio se efectuará por medio de compresión radial, de tal manera que asegure una distribución uniforme de la carga alrededor de este último. Los herrajes para los aisladores tipo suspensión tipo Line Post deberán ser de acero forjado o hierro maleable; el galvanizado corresponderá a la clase “B” según la norma ASTM A153. La base-soporte del aislador Line Post será de acero galvanizado o hierro maleable, galvanizado, de las dimensiones y forma apropiadas para fijarse a poste de acero en forma horizontal; y soportar las cargas mecánicas. El extremo terminal del lado del conductor será para grapas tipo muñón "trunnion". El suministro incluirá las grapas de suspensión y suspensión angular tipo muñón "trunnion". Como protección anticorrosiva estos herrajes deberán cubrirse con una capa de pintura del tipo epoxi o poliuretano. La preparación química y mecánica de la pintura será de acuerdo a la norma ISO 12944. 6.3.8 Pruebas El concesionario verificará el desarrollo de las pruebas que garanticen las características técnicas de los aisladores y sus accesorios de acuerdo a las normas especificadas. Estas pruebas comprenderán: a. Aisladores de porcelana Pruebas de diseño: • Prueba de tensión de flameo en seco a baja frecuencia. • Prueba de tensión de flameo bajo lluvia a baja frecuencia. • Prueba de tensión crítica de flameo al impulso positivo y negativo. • Prueba de tensión de radiointerferencia. • Prueba de carga-tiempo Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA • Prueba de cambio brusco de temperatura. • Prueba de resistencia de carga mecánica residual. • Prueba de impacto Prueba del pasador de seguridad Las pruebas de calidad: • Inspección visual y verificación de las dimensiones. • Pruebas de porosidad. • Pruebas del galvanizado. • Pruebas de carga electromecánica combinada. • Pruebas de perforación. • Prueba de cambio brusco de temperatura. Las pruebas de rutina: • Prueba de carga mecánica de rutina • Prueba de tensión de flameo de rutina. b. Aisladores tipo Line Post Se realizarán las pruebas de acuerdo con la norma IEC 1109. Pruebas de diseño: • Pruebas de las interfases y conexiones de los herrajes metálicos terminales • Prueba de carga – tiempo del núcleo ensamblado • Pruebas del recubrimiento: Prueba de caminos conductores (tracking) y erosión • Pruebas del material del núcleo • Se incluirán con la propuesta copia de los reportes de las pruebas de diseño realizadas. Pruebas de Tipo • Prueba de tensión crítica al impulso tipo rayo • Prueba de tensión a la frecuencia industrial bajo lluvia • Prueba mecánica de carga – tiempo • Prueba de tensión de interferencia de radio • Prueba de resistencia del núcleo a la carga por corrosión Pruebas de Muestreo • Verificación de las dimensiones • Prueba del sistema de bloqueo • Verificación de la carga mecánica especificada (SML). • Verificación de la carga al voladizo (cantilever) • Prueba de galvanizado Pruebas de Rutina • Identificación de los aisladores poliméricos • Verificación visual • Prueba mecánica individual Los instrumentos a utilizarse en las mediciones y pruebas deberán tener un certificado de calibración vigente expedido por un organismo de control autorizado. El concesionario deberá contar con los certificados y reportes de prueba. 6.3.9 Tabla de Datos Técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS AISLADOR DE PORCELANA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1.0 Fabricante 2.0 Número o código de catalogo 3.0 Modelo o código del aislador (Según Catalogo) 4.0 Clase ANSI 52-3 5.0 Material aislante Porcelana 6.0 Material metálico Hierro maleable o Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS AISLADOR DE PORCELANA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado acero forjado 7.0 Material del pasador Bronce o acero inoxidable 8.0 Norma de fabricación ANSI 29.2 9.0 Dimensiones: 9.1 Diámetro máximo mm 273 9.2 Espaciamiento (altura) mm 146 9.3 Longitud de línea de fuga mm 292 9.4 Tipo de acoplamiento ANSI TIPO B 10.0 Características mecánicas: 10.1 Resistencia electromecánica combinada kN 80 10.2 Resistencia mecánica al impacto N - m 6,0 10.3 Resistencia a una carga continua kN 44 11.0 Características eléctricas 11.1 Tensión de flameo a baja frecuencia : - En seco kV 80 - Bajo lluvia kV 50 11.2 Tensión crítica de flameo al impulso : Positiva kVp 125 Negativa kVp 130 11.3 Tensión de perforación kV 110 12.0 Características de radio interferencia: 12.1 Tensión eficaz de prueba a tierra en baja frecuencia kV 10 12.2 Tensión máxima de radio interferencia uv 50 13.0 Conexión Casquillo - Bola 14.0 Masa por unidad Kg 15.0 Color Marrón TABLA DE DATOS TÉCNICOS HERRAJES DE CADENAS DE AISLADORES DE PORCELANA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1.0 GRILLETE RECTO 1.1 Fabricante 1.2 Número de catalogo del Fabricante 1.3 Material Acero forjado galvanizado en caliente 1.4 Clase de Galvanización según ASTM C 1.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 1.6 Carga de Rotura Mínima kN 80 1.7 Norma de Fabricación 1.8 Masa por Unidad kg 2.0 YUGO TRIANGULAR Y RECTANGULAR 2.1 Fabricante 2.2 Número de catalogo del Fabricante 2.3 Material Acero galvanizado en caliente 2.4 Clase de Galvanización según ASTM C Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS HERRAJES DE CADENAS DE AISLADORES DE PORCELANA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 2.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 2.6 Carga de Rotura Mínima kN 2.7 Norma de Fabricación 2.8 Masa por Unidad kg 3.0 RÓTULA-HORQUILLA 3.1 Fabricante 3.2 Número de catalogo del Fabricante 3.3 Material Acero forjado galvanizado en caliente 3.4 Clase de Galvanización según ASTM C 3.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 3.6 Carga de Rotura Mínima kN 80 3.7 Norma de Fabricación 3.8 Masa por Unidad kg 4.0 GRAPA DE SUSPENSIÓN PARA CONDUCTOR 4.1 Fabricante 4.2 Número de catálogo del Fabricante 4.3 Material Aleac. de Aluminio 4.4 Diámetro de conductor sin incluir varillas de armar mm 23,22 4.5 Angulo de salida de la grapa Grados 4.6 Carga de rotura especificada % CRC (*) 4.7 Carga de deslizamiento especificada % CRC (*) 20 4.8 Norma de fabricación 4.9 Masa por unidad kg 5.0 ANILLO CORONA 5.1 Fabricante 5.2 Número de catalogo del Fabricante 5.3 Material Acero galvanizado en caliente 5.4 Clase de Galvanización según ASTM C 5.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 5.6 Norma de Fabricación 5.7 Masa por Unidad kg 6.0 ENGANCHE PARA CONTRAPESO 6.1 Fabricante 6.2 Número de catalogo del Fabricante 6.3 Material Acero galvanizado en caliente 6.4 Clase de Galvanización según ASTM C 6.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 6.6 Norma de Fabricación 6.7 Masa por Unidad kg 7.0 CONTRAPESOS 7.1 Fabricante 7.2 Número de catalogo del Fabricante 7.3 Material Acero galvanizado en caliente Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS HERRAJES DE CADENAS DE AISLADORES DE PORCELANA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 7.4 Clase de Galvanización según ASTM C 7.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 7.6 Norma de Fabricación 7.7 Masa por Unidad kg 30 8.0 GRAPA DE COMPRESIÓN TIPO PISTOLA 8.1 Fabricante 8.2 Número de catálogo del Fabricante 8.3 Material Aleac. de Aluminio 8.4 Diámetro de conductor mm 23,22 8.5 Carga de rotura especificada % CRC (*) 8.6 Carga de deslizamiento especificada % CRC 8.7 Norma de fabricación 8.8 Masa por unidad kg 9.0 ALARGADOR HORQUILLA-OJO 9.1 Fabricante 9.2 Número de catalogo del Fabricante 9.3 Material Acero forjado galvanizado en caliente 9.4 Clase de Galvanización según ASTM C 9.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 9.6 Carga de Rotura Mínima kN 80 9.7 Norma de Fabricación 9.8 Masa por Unidad kg 10.0 TENSOR RASCA O ALARGADOR HORQUILLA- HORQUILLA 10.1 Fabricante 10.2 Número de catalogo del Fabricante 10.3 Material Acero forjado galvanizado en caliente 10.4 Clase de Galvanización según ASTM C 10.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 10.6 Carga de Rotura Mínima kN 80 10.7 Norma de Fabricación 10.8 Masa por Unidad kg 11.0 HORQUILLA-BOLA 11.1 Fabricante 11.2 Número de catalogo del Fabricante 11.3 Material Acero forjado galvanizado en caliente 11.4 Clase de Galvanización según ASTM C 11.5 Dimensiones (Adjuntar Planos) mm 11.6 Carga de Rotura Mínima kN 80 11.7 Acoplamiento IEC 16 11.8 Norma de Fabricación 11.9 Masa por Unidad kg Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS CADENA DE AISLADOR POLIMÉRICO TIPO SUSPENSIÓN Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1.0 Fabricante 2.0 Modelo o numero de catalogo 3.0 País de fabricación 4.0 Normas aplicables IEC-1109 /ANSI – 29.11 5.0 Tensión máxima de diseño kV 145 6.0 Material del núcleo fibra de vidrio 7.0 Material del recubrimiento del núcleo goma de silicón hidrofugo 8.0 Material de las campanas goma de silicón hidrofugo Herrajes 9.0 Material de los herrajes acero forjado 10.0 Norma de galvanización ASTM 153 “B” 11.0 Herraje extremo de estructura horquilla (clevis y) 12.0 13.0 Herraje del extremo de línea Acoplamiento clevis IEC 16 Dimensiones y masa 14.0 Longitud de línea de fuga mm 4500 15.0 Distancia de arco en seco mm 1220 16.0 Longitud total mm 17.0 Diámetro mínimo del núcleo mm 18.0 Numero de campanas mm 19.0 Diámetro de cada campana mm 20.0 Espaciamiento entre campanas mm 21.0 Masa total mm Valores de resistencia mecánica 22.0 Carga mecánica garantizada (SML) kN 100 23.0 Carga mecánica de rutina (RTL) kN 50 Tensiones eléctricas de prueba 24.0 Tensión critica de flameo al impulso - positiva kV 700 - negativa kV 25.0 Tensión de flameo a baja frecuencia 265.0 - en seco kV - bajo lluvia kV 275 6.4 CABLE DE GUARDA Y ACCESORIOS 6.4.1 Objetivo Establecer las características técnicas mínimas aceptables y las condiciones necesarias para el suministro del cable de guarda y accesorios. 6.4.2 Normas Aplicables Las normas a ser usadas en el suministro de los cables de guarda, fabricación de alambres, cableado, pruebas e inspección son las siguientes: IEC 209 IEC 1089 ASTM A363:Standard specification for zinc coated (galvanizado) steel overhead ground wire strand ASTM B6:Specification for slab zinc ASTM A 475:Standard Specification for Zinc-Coated Steel Wire Strand Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA ASTM A 90: Standard Test Method for Weight of Coating on Zing - Coated (Galvanized) Iron of Steel Articles. IEEE 1138-1994:Standard Construction of Composite Fiber Optic Overhead Ground Wire (OPGW) for Use on Electric Utility Power Lines. NBR 14074-2004: (Norma Brasileira) Cabos pára-raios com fibras ópticas (OPGW) para linhas aéreas de transmissão. ITU-T G.652 -1993): Características de un cable de fibra óptica monomodo. ITU-T G.650 (1993): Definición y métodos de prueba para los parámetros relevantes de fibras mono-modo. IEC 1089: Round wire concentric lay overhead electrical standard cables. IEC 1232:Aluminum-clad steel wire for electrical purposes. ASTM B483 ASTM B416 ASTM B415 ASTM B398 UNE 21-159:Elementos de Fijación y Empalme para Conductores y Cables de Tierra de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión ASTM A 153:Zinc coating (hot dip) on Iron and Steel Hardware ASTM B 201:Testing Chromate Coatings on Zinc and cadmium Surfaces ASTM B230:Hard drawn aluminium ECH19 for electrical purposes 6.4.3 Alcances En las líneas en 220 kV. se tiene previsto utilizar dos cables de guarda uno de acero galvanizado, grado extra alta resistencia (EHS) de 60 mm² de sección y otro de fibra óptica OPGW monomodo de 106mm² . En la línea en 138kV. se utilizará un cable de guarda de fibra óptica OPGW monomodo de 106mm² . Las características del cable están especificadas en la tabla de datos técnicos. Los accesorios a requeridos para los cables de acero son los siguientes: Grapas de suspensión Grapas de anclaje Manguitos de empalme Material de conexión a la torre. El suministro de accesorios para el cable de fibra óptica está comprendido por: El conjunto de anclaje: una varilla de armado y un terminal de tipo preformado. El conjunto de suspensión: grampas de suspensión de tipo "armogrid". Cajas de empalmes resistentes a la intemperie, con accesorios para terminar, proteger y fijar la fibra empalmada. 6.4.4 Prescripciones constructivas a. Cable de acero galvanizado Los hilos componentes del cable serán de acero galvanizado grado EHS, de acuerdo a norma IEC- 209 o equivalente (IEC-1089). Todos los hilos componentes deberán ser uniformes, lisos y libres de imperfecciones, herrumbre, rajaduras y otros defectos. Estará conformado por hilos, cableados, según la norma IEC-209 o equivalente (IEC-1089), con los hilos de la capa exterior cableados en sentido izquierdo. No se permitirá ninguna unión en los alambres galvanizados diferentes de aquellas efectuadas en las barras o alambrones antes de trefilado. El galvanizado que se aplique a cada alambre corresponderá a la clase B según la Norma ASTM A 90. Los accesorios que se usarán para el cable de guarda de acero tendrán las características se muestran en los cuadros técnicos correspondientes. b. Cable OPGW El cable OPGW está compuesto por fibras ópticas para telecomunicaciones, contenidas en una unidad óptica dieléctricas. La unidad óptica deberá ser totalmente dieléctrica y su configuración debe ser tipo “loose”. El cable debe poseer características eléctricas y mecánicas adecuadas al diseño de una línea de transmisión de 220 Kv, y debe garantizar que la fibra no sufra esfuerzos durante la vida útil del cable. El cable debe ser longitudinalmente sellado contra agua. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA Todos los accesorios utilizados junto al cable de fibra óptica deben ser concebidos de manera que ninguna degradación de la transmisión óptica en las fibras del cable ocurra en cualquier condición de utilización. Las fibras ópticas deben poder desplazarse libremente en el cable sometido a una carga de servicio. El conjunto de anclaje debe constar de una varilla de armado y de un terminal de tipo preformado colocado sobre la varilla de armado. Esta debe estar instalada en la dirección opuesta a la capa exterior del cable OPGW y el terminal de tipo preformado debe estar instalado en la dirección opuesta a la varilla de armado. La varilla de armado será de longitud suficiente y deberá proteger al cable OPGW contra fuerzas radiales concentradas en la zona de contacto entre el terminal de tipo preformado y el cable OPGW. Todas las barras helicoidales deben ser de aluminio o de acero revestido de aluminio. El conjunto de anclaje debe soportar por lo menos 95% de la resistencia nominal del cable OPGW. En los puntos de suspensión, se deben utilizar grampas de suspensión de tipo "armogrid" exclusivamente. El cuerpo de la grampa debe ser de aluminio aleado, de preferencia forjado. El alambre debe ser de aluminio aleado estirado. Se deben proporcionar cajas de empalmes resistentes a la intemperie, las cuales deberán incluir todos los accesorios necesarios para terminar, proteger y fijar la fibra empalmada. Las cajas deben estar ubicadas a 6 -10 m encima de nivel del suelo. La preparación y la limpieza del tubo y de las extremidades de la fibra se deben realizar con herramientas y según los métodos recomendados por el preveedor del cable OPGW. El empalme por fusión debe ser hecho por empleados entrenados para este tipo de operación. Las pérdidas ópticas deben tener un promedio máximo de 0.1 dB por empalme. Un empalme terminado debe estar apoyado en la caja de empalme con fijaciones adecuadas. Deberá ser posible quitar y reemplazar el empalme en el dispositivo de soporte sin riesgo de dañar el empalme o la fibra. Las cajas de empalmes suministradas deben tener dos a cuatro entradas para recibir las derivaciones necesarias. Estas entradas deben ser cerradas con plástico termo maleable. El material exterior de las cajas debe ser resistente al aceite y metálico, preferiblemente de aluminio. 6.4.5 Pruebas e inspecciones El concesionario verificará el desarrollo de las pruebas que garanticen las características técnicas de los aisladores y sus accesorios de acuerdo a las normas especificadas. Estas pruebas comprenderán: a. Cable de acero galvanizado Pruebas de rutina sobre los alambres componentes • Composición del material • Medida del diámetro y control de la superficie de los alambres. • Pruebas de tensión de acuerdo a Norma IEC-209 o su equivalente IEC-1089 • Prueba de ductibilidad, según IEC-209 o su equivalente IEC-1089 • Prueba de carga al 1% de alargamiento • Prueba del galvanizado • Prueba de envoltura Pruebas del cable • Control de superficie • Prueba de tensión mecánica. • Prueba de torsión b. Cable OPGW Pruebas Mecánicas • Ciclos de temperatura en el cable • Penetración de humedad • Estabilidad térmica (OIT del compuesto de relleno después del ensayo de corto circuito) • Ciclos de temperatura en la fibra óptica teñida. • Ataque químico en la fibra óptica teñida • Estabilidad hidrolitica Pruebas Ópticas • Atenuación óptica de las fibras • Discontinuidad óptica Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA • Dispersión del modo de polarización(PMD) • Dispersión cromática • Longitud de onda de corte • Diámetro de la fibra • Diámetro del campo modal • No circularidad del revestimiento • Error de concentricidad campo modal/casca • Fuerza de extracción del revestimiento de la fibra óptica Pruebas Eléctricas • Descarga Eléctrica • Cortocircuito • Resistencia Eléctrica del Cable Pruebas Dimensionales • Sección Transversal • Diámetro de los hilos de armadura • Diámetro exterior del cable • Passo de armadura • Peso del cable c. Accesorios Pruebas de rutina sobre cada accesorio • Control de las dimensiones y del ensamblaje. • Prueba de tracción. • Prueba de galvanización, según VDE 0210 y IEC-383 cláusula 27. • Pruebas de resistencia eléctrica Pruebas de los ensambles • Prueba mecánica • Prueba de calentamiento Los instrumentos a utilizarse en las mediciones y pruebas deberán tener certificado de calibración vigente expedido por un organismo de control estatal o institución particular autorizada. 6.4.6 Tabla de Datos Técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS CABLE DE GUARDA DE ACERO Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado A CARACTERÍSTICAS GENERALES 1 Tipo Acero Galvaniz. 2 Denominación del cable Grado EHS 3 Fabricante 4 País de fabricación 5 Norma de fabricación IEC 209 o equivalente IEC- 1089 B CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES 1 Número de alambres Nro 7 2 Sección total mm² 60 3 Diámetro exterior del cable mm 11.11 C CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS 1 Peso del conductor kg/m 0,595 2 Carga de ruptura mínima a la tracción kg 9 454 3 Modulo de elasticidad inicial kg/mm² 4 Modulo de elasticidad final kg/mm² 19000 5 Coeficiente de dilatación térmica lineal 1/°C 0,0000115 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS CABLE DE GUARDA DE ACERO Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado D CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS 1 Resistencia eléctrica a 20°C Ohms/km 2 Coeficiente de resistividad 1/°C E CARACTERÍSTICAS DE FABRICACIÓN 1 Máxima longitud del cable sobre el carrete m 2 Peso máximo de expedición de un carrete kg 3 Tolerancia máxima admisible sobre el peso del del cable acabado % 4 Galvanización g/m² 519 F ALAMBRES COMPONENTES 1 Carga de ruptura mínima a tracción kg/mm² 2 Alargamiento a rotura % 3 Resistividad eléctrica ohm- mm²/m 4 Composición TABLA DE DATOS TÉCNICOS- ACCESORIOS DE CABLE DE GUARDA DE ACERO DISPOSITIVOS DE SUSPENSIÓN Y ANCLAJE Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado A MATERIALES Piezas sujetas a esfuerzos mecánico 1 Material constituido Acero Galvaniz. 2 Carga máxima de ruptura de la pieza kg 3 Esfuerzo mínimo de ruptura kg/mm² 4 Límite elástico equivalente kg/mm² 5 Alargamiento a ruptura % 6 Resiliencia kg/mm² Piezas no sujetas a esfuerzo mecánico 7 Material constitutivo Piezas en contacto con el cable de guarda 8 Material constitutivo B CARACTERÍSTICAS GEOMETRICAS 1 N° de dibujo 2 Largo máximo de la grapa mm 3 Radio de curvatura mínimo de la grapa mm 4 Radio de curvatura máximo mm 5 Momento de inercia respecto al eje vertical en el plano del cable de guarda cm4 C CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS 1 Peso total del dispositivo kg 2 Carga mínima de ruptura del dispositivo kN 3 Carga mínima de deslizamiento del cable de guarda kN 4 Presión de apretamiento del cable de guarda kg/cm² D GALVANIZACIÓN 1 Taller de galvanización 2 Clase de Galvanización ASTM B 3 Cantidad de zinc depositado g/m² 519 E CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS- ACCESORIOS DE CABLE DE GUARDA DE ACERO DISPOSITIVOS DE SUSPENSIÓN Y ANCLAJE Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado 1 Número de alambres Nro 7 2 Sección total mm² 3 Diámetro exterior del cable mm 11.11 4 Normas de Fabricación TABLA DE DATOS TÉCNICOS- ACCESORIOS DE CABLE DE GUARDA DE ACERO MANGUITOS DE EMPALME Y AMORTIGUADORES Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado A MANGUITOS DE EMPALME 1 Fabricante 2 País de procedencia 3 Material del cable de guarda Acero Galvaniz. 4 Diámetro de cable de guarda para empalme mm 9,52 5 Longitud m 0,20 6 Carga mínima de deslizamiento del cable de guarda kg 7 Peso total kg B AMORTIGUADORES PARA CABLE DE GUARDA 1 Fabricante 2 País de procedencia 3 Normas de fabricación 4 Grapa 5 Cable conector 6 Masas vibrantes 7 Largo total del amortiguador mm 8 Momento de inercia cm4 9 Diámetro del cable de guarda mm 9,52 10 Peso total N 11 Peso de cada masa vibrante N TABLA DE DATOS TÉCNICOS ACCESORIOS DE CABLE DE GUARDA DE FIBRA ÓPTICA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado A CABLE COMPLETO A.1 Características Generales 1 Tipo OPGW 2 Fabricante 3 Regulaciones de Fabricación ITU-T G.652 A.2 Características de Dimensión 1 Diámetro nominal del cable mm. 14,70 mm 2 Aproximación total de la sección mm2 106 mm2 Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS ACCESORIOS DE CABLE DE GUARDA DE FIBRA ÓPTICA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado A.3 Características Mecánicas 1 Peso aproximado del cable kg/km 457 2 Carga de rotura mínima a la tracción Kgf ≥ 6 370 3 Módulo de elasticidad (E) Kg/mm² 11 500 – 12 700 4 Coeficiente de expansión térmica lineal 1/°C 14x10^(-6)- 16x10^(-6) 5 Radio de curvatura mínimo Mn ≤12 A.4 Características Térmicas y Eléctricas 1 Resistencia eléctrica 20°C Ohm/km 0,37 2 Capacidad de corriente de cortocircuito kA²s ≥ 60 3 Temperatura máxima del cable °C 210 B TUBO DE PROTECCIÓN 1 Material Aluminio 2 Construcción Extruido C NÚCLEO ÓPTICO 1 Número de unidades ópticas 1 2 Número de fibras por unidad óptica 24 3 Construcción Holgado 4 Llenado de tubo Gel antihumedad 5 Material del tubo Acero Inoxidable 6 Barrera térmica Incorporada 7 Protección mecánica Incorporada 8 Máxima temperatura soportable por la fibra y sus recubrimientos °C 140 D FIBRA ÓPTICA D.1 Características Geométricas y Ópticas 1 Diámetro del campo monomodo µm 9 a 10 ± 10% 2 Diámetro del revestimiento µm 125 ± 2,4% 3 Error de concentricidad del campo monomodal µm ≤ 1 4 No circularidad del revestimiento < 2% 5 Longitud de onda de corte nm 1 100 – 1 280 6 Proof test ≥ 1% 7 Código de colores Estándar D.2 Características de Transmisión 1 Atenuación para λ = 1 310 nm dB/km ≤ 0,28 2 Atenuación para λ = 1 550 nm dB/km ≤ 0,40 3 Dispersión total para λ = 1 310 nm ps/km.nm ≤ 3,50 4 Dispersión total para λ = 1 550 nm ps/km.nm ≤ 18,0 D.3 Condiciones Ambientales 1 Humedad relativa mínima °C 75% a 40 2 Humedad relativa máxima °C 99% a 40 3 Rango de temperatura de funcionando °C 5 – 50 4 Instalación Intemperie 6.5 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 6.5.1 Alcances Establecer las características técnicas mínimas aceptables y las condiciones necesarias para el suministro de material de puesta a tierra. Se presentan las características de los materiales a ser utilizados los cuales serán evaluados por el Concesionario quien definirá finalmente los requeridos para el proyecto. Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 6.5.2 Normas aplicables Los accesorios materia de esta especificación, cumplirán con las prescripciones de las siguientes normas, según la versión vigente a la fecha de la convocatoria a licitación: ITINTEC 370.042:Conductores de Cobre Recocido para el uso Eléctrico ANSI C135.14:Staples with Rolled of Slash Points for Overhead Line Construction 6.5.3 Prescripciones constructivas a. Conductor Bimetálico 35mm2 Será un alambre "copperweld" de 30% de conductibilidad, recocido (LC Grade); el alambre estará compuesto de un núcleo de acero cubierto completamente de cobre de modo que la unión entre los dos metales sea un enlace del tipo molecular. b. Varilla de Puesta Tierra 16mm Ø – 2,4 m Será una varilla bimetálica "copperweld" compuesta de un núcleo de acero de alta resistencia cubierta de cobre; la unión cobre-acero será del tipo molecular. Terminará en punta apta para penetrar todo tipo de suelos, hasta los más duros, salvo roca viva. c. Conectores Soldables Serán del tipo soldadura exotérmica (proceso Cadweld, o similar) para uso pesado (heavy duty); comprenderá: Moldes, De grafito, de los siguientes modelos : 35 mm2 a placa de acero, 35 mm2 a Varilla 16mm, 35 mm2 – 35 mm2, Cartuchos, Tenazas de sujeción, Kit de herramientas. 6.5.4 Tabla de Datos Técnicos TABLA DE DATOS TÉCNICOS SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado A ALAMBRE BIMETÁLICO 1 Tipo Copperweld 2 Denominación del alambre 35 mm² (2 AWG) 3 Fabricante 4 País de fabricación 5 Normas de fabricación ASTM 6 Diámetro mm 6,54 7 Sección mm² 33,59 8 Carga de ruptura kg 2570 9 Peso kg/km 274,6 10 Espesor de cobre mm 11 Resistencia a 20°C ohm/km 1,748 12 Máxima longitud del conductor sobre el carrete m 13 Peso máximo de expedición de un carrete N B VARILLA BIMETÁLICA 1 Tipo Copperweld 2 Denominación de la varilla 3 Fabricante 4 País de fabricación 5 Normas de fabricación 6 Diámetro mm 15,8 7 Longitud m 2.40 8 Sección mm² 196 9 Carga de ruptura N 10 Peso N 11 Espesor de cobre mm 12 Resistencia a 20°C ohm/m 13 Peso máximo de expedición de una caja de varillas N Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA TABLA DE DATOS TÉCNICOS SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Ítem Descripción Unidad Requerido Garantizado C CONEXIONES SOLDABLES 1 Tipo Exotérmica 2 Fabricante 3 País de fabricación 4 Normas de fabricación 5 Número máximo de usos de cada molde Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 7 7. . A AN NE EX XO OS S ANEXO Nº 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Planteamiento de EGEMSA 1.2 Configuración propuesta por EGEMSA 1.3 Configuración propuesta por el MEM ANEXO Nº 2 INFORMACIÓN OBTENIDA 2.1 Información del SENAMHI ANEXO Nº 3 SUBESTACIONES DE POTENCIA 3.1 Cálculo de capacidad térmica del conductor 2x120mm2 AAAC 3.2 Cálculo de capacidad térmica del conductor 1x240mm2 AAAC 3.3 Coordinación de aislamiento ANEXO Nº 4 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Anexo Nº 4.1 CÁLCULO CONDUCTOR Reactancia y Capacitancia de la Línea Pérdidas por Efecto Corona Pérdidas Joule Gradiente Eléctrico Capacidad Operativa de la Línea Capacidad Térmica del Conductor Pérdidas de Energía Anexo Nº 4.2 Cálculo de capacidad térmica del conductor 2x319mm2 ACSR Cálculo de corto circuito del OPGW 106mm2 Cálculo de corto circuito de EHS 7/16’’ Anexo Nº 4.3 SELECCIÓN DEL AISLAMIENTO 4.3.1 Grados de Contaminación Norma IEC 815 4.3.2 Curvas de Sobrevoltajes a Frecuencia Industrial 4.3.3 Curvas de Sobrevoltajes Trasiente o de Maniobra 4.3.4 Nivel Básico de Aislamiento-BIL Norma ANSI C37.30 Anexo Nº 4.3 CÁLCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA 4.4.1 Conductor Parakeet de 319 mm² ACSR - EDS 22% 4.4.2 Cable de Guarda 106 mm² OPGW - EDS 15% 4.4.3 Cable de Guarda 51 mm² EHS - EDS 12% Anexo Nº 4.5 Máxima Potencia en la barra de Quencoro existente Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 8 8. . P PR RE ES SU UP PU UE ES ST TO O EDICION FINAL ELABORACIÓN DEL ANTEPROYECTO “ LÍNEA DE 220KV MACHUPICCHU-QUENCORO-ONOCORA- TINTAYA Y AMPLIACIÓN DE SUBESTACIONES” EDICION FINAL VOLUMEN 2: LÁMINAS Y PLANOS S.E. Shelby 50/10 kV julio 2 010 Lima -Perú Anteproyecto: “Línea de 220kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Ampliación de Subestaciones” COES PRICONSA 9 9. . L LA AM MI IN NA AS S Y Y P PL LA AN NO OS S A. PLANOS GENERALES GEN-01 Plano de ubicación GEN-02 Diagrama General del Proyecto B. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN B.1 Ruta de la Línea de Transmisión LT-01 Ruta Línea en 220 kV. (imágenes Google Earth, escala 1: 100 000) LT-02 Ruta Línea en 138 kV. (imágenes Google Earth, escala 1: 4 000) LT-03 Ruta Línea en 220 y 138 kV. (planos IGN, escala 1: 100 000) LT-04 Planos de Geología-Geotecnia (planos INGEMET, escala 1: 100 000) LT-05 Perfil de Línea en 220 kV. Suriray-Quencoro-Tintaya LT-06 Perfil de Línea en 138 kV. Quencoro Existente–S.E Nueva Quencoro LT-07 Planteamiento General–Enlace S.E Suriray (escala 1: 5 000) LT-08 Planteamiento General–Enlace 220/138 kV. S.E Nuevo Quencoro (escala 1: 7 000) LT-09 Planteamiento General–Enlace S.E Onocora (escala 1: 50 000) LT-10 Planteamiento General–Enlace S.E Tintaya Nueva (escala 1: 40 000) B.2 Láminas de Estructuras y Detalles de Montaje L-01 Configuración Geométrica y Prestaciones de Estructuras en 220 kV. L-02 Estructura en 220 kV. de Suspensión Tipo “S” (0º-3º) L-03 Estructura en 220 kV. Angulo-Anclaje “A” (0º-30º) L-04 Estructura Terminal-Anclaje Especial 220 kV. Tipo “T” L-05 Estructuras en 138 kV. de Suspensión y Anclaje Tipo “PS”, “PA”. L-06 Transposición de Estructuras y Esquemas, Determinación de la Franja de Servidumbre L-07 Detalle de Cadena de Aisladores L-08 Cimentación de Estructuras L-09 Sistema de Puesta a Tierra, Disposición de Amortiguadores y Balizaje L-10 Dispositivos de Escalamiento, Antiescalamiento y Ensambles de Placas L-11 Detalle de Estribos–Fijación de Cable de Guarda C. SUBESTACIONES C.1 SE Suriray 220 kV. SE-SU-01 Diagrama Unifilar General SE-SU-02 Planta General del Proyecto C.2 SE Quencoro 138 kV. SE-QUE-01 Diagrama Unifilar General SE-QUE-02 Disposición de Equipos en Patio de Llaves - Planta SE-QUE-03 Disposición de Equipos en Patio de Llaves - Secciones C.3 SE Nueva Quencoro 220 kV. SE-QUEN-01 Diagrama Unifilar General SE-QUEN-02 Disposición de Equipos en Patio de Llaves - Planta SE-QUEN-03 Disposición de Equipos en Patio de Llaves – Secciones C.4 SE Tintaya Nueva 220 kV. SE-TIN-01 Diagrama Unifilar de Bahía de Línea SE-TIN-02 Planta y Sección A’-A’ C.5 Diagramas Típicos SE-01 Protección de Línea 220 kV. y SS.AA SE-02 SS.AA Centro del Control SE-03 Protección de Línea 138 kV. SE-04 Protección del Transformador SE-05 Protección del Reactor SE-06 Esquema del Centro de Control de la S.E Nueva Quencoro