2.%20 operacion%20de%20sistemas%20de%20transmision%20de%20500kv rep

OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS
DE TRANSMISIÓN EN 500 KV
Gerencia de Operación y Mantenimiento - REP
Ing. Alberto Muñante Aquije
30 de septiembre de 2011

©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
2
Contenido
 La Empresa
 Operación de Sistemas de Potencia
 La Operación en REP
 Sistema de 500 kV en Perú

5
El grupo de transmisión de energía
más grande del Perú
Accionistas: Grupo ISA (60%) y EEB (40%).
Empresa operadora del negocio de
transmisión eléctrica para el grupo
empresarial ISA en el Perú
Accionistas: Accionistas: Grupo ISA
(83%), AC Capitales del Perú (17%)
Accionistas: Grupo ISA (60%) y EEB (40%)

Nuestro equipo
66
378 Colaboradores
54 Subestaciones
7955 km de circuitos de líneas
19 Departamentos

Operación de Sistemas de Potencia

Proceso de Desarrollo de los Proyectos de
Transmisión
PLANIFICAR DISEÑAR CONSTRUIR OPERAR

Plan de Expansión
Horizonte: 10 años
Programación de la Operación
Largo Plazo
Horizonte: 4 años
Etapas: Mensuales
Mediano Plazo
Horizonte: Anual
Etapas: Semanales
Mediano Plazo
Programa Mensual
Corto Plazo
Programa Semanal
Programa Diario
Programación de la Operación
Despacho horario de Generación
Costo implícito de déficit/ Configuración del parque generador
Sub-sistemas agregados
Estadísticas hidrológicas
Representación
individualizada
Previsión hidrológicas
mensuales y semanales
Metas semanales de generación por central
Representación detallada
Estrategias de Operación
Planes de Contingencia
Ley 25844 - RLCE Art. 93° y 95°
Ley 28832
Ley 25844 - RLCE Art. 94° y 95°
Programa de Operación
Planes de Contingencia
Proceso en el Tiempo de la Operación de SEP

ECONOMÍA
TENER BAJA PROBABILIDAD
DE QUE EXISTA
DISCONTINUIDAD DEL
SERVICIO ELÉCTRICO.
CALIDAD
PERFIL ACEPTABLE DE VALORES
DE TENSIÓN Y FRECUENCIA DE
LA POTENCIA ELÉCTRICA
SUMINISTRADA
MINIMIZAR LOS COSTOS DE
OPERACIÓN DEL SISTEMA
SEGURIDAD
La operación de los sistemas eléctricos se puede caracterizar por tres objetivos
interdependientes:
Objetivos de la Operación de SEP

ANÁLISIS DE
SEGURIDAD
0 50 100 150 200 250
160
170
180
190
200
210
220
230
Curva V-P
X: 164.5
Y: 209.2
Tensión en Paramonga
Tensión en Chimbote
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5
60
65
70
75
80
t, sec
Delta,Grados
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5
59.9
59.95
60
60.05
t, sec
f,Hz
+/- 5%
Tensión
Nominal
Análisis de Seguridad Operativa de SEP

¿Es
Seguro?
Programación de la
Generación y la Red de
Transmisión
Contingencia
de Diseño
Normal
¿Es
Contingencia
Extrema?
Modificación del Programa
de Generación y la Red de
Transmisión
Plan de Contingencias
Programa de Operación
Calidad, Seguridad y
Economía
NOSI
SI
NO
FIN
Análisis de Contingencias
INICIO
Restricciones
Operativas
Análisis de Seguridad Operativa de SEP
SEGURIDAD EN LA
PROGRAMACIÓN DE
LA OPERACIÓN
ESTUDIOS DE
ANÁLISIS DE
SEGURIDAD
OPERATIVA
TENER BAJA PROBABILIDAD DE
QUE EXISTA DISCONTINUIDAD DEL
SERVICIO ELÉCTRICO
PLANES DE
CONTINGENCIA
PARA AQUELLOS CASOS
EXTREMOS QUE NO SON
CUBIERTOS EN EL ANÁLISIS
DE SEGURIDAD

ECONOMÍA
TENER BAJA PROBABILIDAD
DE QUE EXISTA
DISCONTINUIDAD DEL
SERVICIO ELÉCTRICO.
CALIDAD
PERFIL ACEPTABLE DE VALORES
DE TENSIÓN Y FRECUENCIA DE
LA POTENCIA ELÉCTRICA
SUMINISTRADA
MINIMIZAR LOS COSTOS DE
OPERACIÓN DEL SISTEMA
SEGURIDAD
 No existe una combinación ideal de los tres objetivos mencionados.
 La combinación óptima es única para cada sistema y varía conforme a cada
condición de operación.
 Los objetivos de seguridad y economía son aún contradictorios a causa de
razones obvias; una mayor seguridad implica mayores costos de operación
Objetivos de la Operación de SEP
La operación de los sistemas eléctricos se puede caracterizar por tres objetivos
interdependientes:

1414
•Cumple los criterios de seguridad
•Cumple los límites operativos
•Sin pérdida de carga
ESTADO NORMAL
•Criterios de seguridad al margen
•Límites operativos en zona de
alerta
•Sin pérdida de carga o sólo radial
ESTADO DE ALERTA
•No cumple criterios de seguridad
•Violación de límites operativos
•Pérdida de carga
ESTADO DE EMERGENCIA
•Criterios de seguridad al margen
•Límites operativos en zona de
alerta
•Pérdida de carga no radial
ESTADO RESTAURATIVO
Control
Preventivo
Control
Correctivo
Evento
Perturbación
Evento /
Perturbación
Resincronización
Adición de Carga
y Generación
Control
Correctivo
Estados Operativos del Sistema

16
Se Planea y Programa la
Operación.
Los Programas se
transforman en acciones
que se realizan en el Día a
Día.
Los mejoramientos se
alcanzan cuando se
estandarizan y se
aseguran resultados
sistemáticamente
Se evalúan los
resultados frente a las
metas planteadas.
Programación
Planificación
EjecuciónEvaluación
Administración de SOM
Proyectos de mejora
Procesos de la Operación de un SEP

17
 Efectuar el Plan de Expansión de la Red
de Transmisión.
 Elaborar la programación anual, mensual
y semanal de intervenciones en la red
(mantenimiento, obras y pruebas).
 Efectuar estudios eléctricos y evaluar la
seguridad del sistema para la
programación de la operación.
 Comunicar las intervenciones a los
clientes y OSINERGMIN.
 Gestionar las solicitudes/ autorizaciones
de intervención.
 Calcular las compensaciones por
aplicación de NTCSE para la
programación de la operación.
Largo
Plazo
Mediano
Plazo
Corto
Plazo
Operación
en Tiempo
Real
Procesos de la Operación de un SEP - Planear
 Coordinamiento de los sistemas
de protección.
B
A
Zona 1A
Zona 2A
ZA
Zona 3A
Mínimo120%*(XLAB + XLBC)
C
No alcanzar
la barra de BT!
!
Impedancia vista por el relé
Trigger
26/08/2004
06:42:58 a.m..673
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iA/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iB/A
-500
-250
0
250
500
Oscilografía de la línea

18
 La operación en tiempo real del Sistema
de REP y sus clientes es efectuada, en
forma coordinada con el COES y las
empresas de generación y distribución.
 REP cuenta con dos Centro de Control:
uno principal en Lima y el otro de respaldo
en Arequipa .
Procesos de la Operación de un SEP - Hacer
Centro de Control Principal Centro de Control Respaldo
 Las herramientas tecnológicas para la
operación en tiempo real son:
 Sistema SCADA
 Sistema de Información operativo SIO.
 Sistema de Gestión Operativa SIGO

COORDINADOR
DEL SISTEMA
COES
3
CENTRO DE
CONTROL DE REP
CENTRO DE
CONTROL
DISTRIBUIDORAS
CENTRO DE
CONTROL
GENERADORAS
ORGANIZACION DE LA OPERACIÓN NACIONAL
CENTROS DE
CONTROL
TRANSMISORAS
CLIENTES
LIBRES

20
 Elaborar la programación diaria de
intervenciones en la red.
 Elaborar y difundir programas diario
de maniobras.
 Ejecutar maniobras programadas.
 Llevar el control de las intervenciones
en la red (permisos para trabajar).
 Supervisar las variables de la red y
sistemas de comunicaciones.
 Ejecutar maniobras de los equipos de
la red para llevar el sistema al estado
normal.
 Registrar las maniobras de los
equipos de la red y eventos del
sistema.
 Elaborar informes preliminares de
perturbaciones.
 Reportar eventos a los clientes y
áreas operativas de REP.
 Elaborar informe diario de la
operación de REP.

21
 Analizar la operación del sistema, en
particular analizar las fallas, verificando
el desempeño de los sistemas de
protección.
 Seguimiento a la ejecución de las
recomendaciones del análisis de fallas.
 Gestión de los contadores de energía
para contabilizar la energía transmitida.
 Evaluación de los programas de
intervenciones en la red.
 Elaborar reportes estadísticos de
perturbaciones y disponibilidad de la red.
 Cálculo de indicadores operativos.
 Reportar los semáforos de aplicación de
la NTCSE.
 Calcular y reportar al OSINERG las
compensaciones por aplicación de la
NTCSE.
Impedancia vista por el relé
Trigger
26/08/2004
06:42:58 a.m..673
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iA/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iB/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iC/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iN/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
vA/kV
-200
-100
0
100
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
vB/kV
-200
-100
0
100
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
vC/kV
-200
-100
0
100
U0*
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
U0*/kV
0
5
10
21 Pickup G
21 Pickup ØC
21 Pickup ØB
21 Pickup ØA
Flag Lost
>Trig.Wave.Cap.
Oscilografía de la línea
Procesos de la Operación de un SEP - Verificar

Nº Descripción
1 L.T. 138 kV Laguna la Niña – Bayovar. Subestación 220/138kV
Laguna la Niña CTM (Mar. 10)
2 L.T. Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro Corona-
Carhuaquero 220kV. Abengoa (May.11)
3 2da terna 220 kV Independencia-Ica. ISA (May.11)
4 L.T. Chilca-Zapallal 500 kV y L.T. Chilca-La Planicie-Zapallal
2x220 kV (preparada para 500 kV ISA (May.11)
5 Refuerzo L.T 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya a 505 MVA.
CTM (Jul. 2011)
6 Ampliación N° 6: 2da terna 220 kV Chiclayo – Piura. REP
(Ago.2011)
7 Ampliación N 8: Ampliación capacidad Transmisión:
Independencia-Ica e Ica-Marcona REP (Sep 2011)
8 Ampliación N° 9: Amp. Capacidad Transmisión y 2da terna
Trujillo-Guadalupe-Chiclayo REP (Mar 2012)
9 L.T. 500 kV Zapallal-Chimbote-Trujillo. ISA (Ago. 2012)
10 L.T. 500 kV Chilca-Marcona-Ocoña-Montalvo. Abengoa (Ago
2013)
11 L.T 220 kV Piura – Talara ISA (Ago.2012)
12 L.T 220 kV Pomacocha–Carhuamayo.ISA (Sep.2012)
13 L.T. 220 kV Tintaya-Socabaya REI (Mar.2013)
14 L.T. Machupicchu-Abancay-Cotaruse CTM (Ene 2013)
15 L.T. 500 kV Trujillo Norte – La Niña (Nov.2013)
16 L.T. 500 kV Mantaro–Caraveli-Montalvo y L.T. 220 kV Cotaruse-
Machupicchu ISONOR (22.feb.11)
2
5
6
11
1
133
129
10
16
4
Proyectos en el Sistema de Transmisión - Corto Plazo
Proyectos de transmisión en Ejecución
7
8
14
15

Estudios Especializados para Líneas de
Transmisión de 500 kV
 Ingeniería y estudios que justifiquen el diseño del proyecto (líneas y
subestaciones)
 Diseño óptimo del tipo, configuración, material y calibre de los
conductores, aisladores, estructuras entre otros para sistemas de extra alta
tensión.
 Dimensionamiento óptimo de los equipos para la operación segura y confiable del
sistema de transmisión en 500 kV, como por
ejemplo, autotransformadores, interruptores, seccionadores, reactores, sintonizaci
ón de reactores de neutro de la compensación reactiva (simétrica y/o asimétrica).
 Implementación de sistemas de supervisión, control y detección de falla de la
línea de transmisión y equipos de patio.
 Estudios eléctricos y electromagnéticos
 Flujos de carga en régimen normal de operación para verificar la distribución de
los flujos y niveles de tensión con el proyecto;
 Cálculos de cortocircuitos para verificar las potencias de cortocircuito de los
equipos del área de influencia;
 Flujos de carga en condiciones de contingencia para verificar la redistribución de
los flujos en el sistema y niveles de tensión post-contingencia;

Estudios Especializados para Líneas de
Transmisión de 500 kV
 Estudios eléctricos y electromagnéticos (continuación)
 Análisis de la estabilidad (pequeñas señales, transitoria electromecánica, de
tensión) para verificar con mayor aproximación el comportamiento del sistema
con el proyecto:
 Cálculo de los tiempos críticos de falla asociado al recierre
monopolar, considerando la corriente de arco secundario.
 Límites máximos de operación.
 Estudios de ajuste y coordinación de protecciones;
 Estudios de compensación reactiva: capacitiva e inductiva;
 Análisis de los transitorios electromagnéticos para calcular las sobretensiones de
maniobra y por descargas atmosféricas.
 Estudios de coordinación de Aislamiento. Se determina las distancias de
seguridad que los equipos tienen que tener entre equipos y personas.

Preparación de la Gente para Operar
Sistemas de Transmisión de 500 kV
 Cursos Especializados:
 Cursos de transitorios electromagnéticos: Principios y entrenamiento elaborado por
ISA-Colombia.
 Curso de subestaciones y líneas de transmisión a 500 kV o de extra alta tensión
elaborado por HMV Ingenieros (Colombia).
 Curso Fundamentos de PSCAD y Aplicaciones elaborado por Manitoba HVDC
Research Centre (Canadá)
 Curso de líneas en 500 kV elaborado por Concol (Colombia).
 Programa de pasantías dentro del grupo ISA:
 Estudios eléctricos de operatividad L.T. 500 kV Chilca-Carabayllo (ISA-REP)
 Estudios de ajuste y coordinación de protecciones de la L.T. 500 kV Chilca-
Carabayllo (ISA-REP)
 Estudios eléctricos de pré-operatividad L.T. 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo
(ISA-REP).
 Estudios de transitorios electromagnéticos (HMV-ISA-REP)
 Capacitación y entrenamiento dentro del grupo ISA:
 Ingenieros de subestaciones 500 kV: supervisión y mantenimiento especializado
(ISA-REP)

A través de Concurso Público
Internacional, ISA se adjudicó la
concesión de las obras de
construcción, operación y
mantenimiento de las líneas de
transmisión eléctrica Chilca-La
Planicie-Carabayllo 220 kV y Chilca –
Carabayllo 500 kV.
Proyecto Chilca-La Planicie-Carabayllo-Zapallal
El pasado 18 de mayo 2011 empezó a operar la primera línea en 500 kV en el Perú

Especificaciones Técnicas
 Características principales del proyecto
 Subestaciones:
Chilca 500 y 220 kV; La Planicie 220 kV; y, Carabayllo 500 y 220 kV
 Líneas de Transmisión:
De 220 kV Chilca-La Planicie; La Planicie-Carabayllo; y, Carabayllo-Zapallal
De 500 kV Chilca-Carbayllo
 Compensación reactiva: Ninguna

Parámetros eléctricos de las Líneas
Línea # km kV kA MVA
Chilca Nueva – La Planicie 2 50 220 0.9185 350
La Planicie – Carabayllo 2 40 220 0.9185 350
Chilca Nueva – Carabayllo 1 90 500 1.6165 1400
Carabayllo – Zapallal 2 10.8 220 2.1834 832
Huayucachi – Carabayllo 2 240.6 220 0.3990 152
Parámetros eléctricos de los Autotransformadores
Autotransformador # Shv Smv Slv Uhv Umv Ulv dUtap Tap - Tap +
Chilca Nueva 1 600 600 200 500 220 33 1.0 -10 10
Carabayllo 2 600 600 200 500 220 33 1.0 -10 10

Diagrama Unifilar Carabayllo 220kV
Características de la Subestaciones

Diagrama Unifilar Carabayllo 500kV

Características del Sistema
DESCRIPCIÓN UNIDAD Nivel 220kV Nivel 500kV
Tensión Nominal kV 220 500
Tensión Asignada del equipo kV 245 550
Frecuencia Asignada Hz 60 60
Nivel Básico de Aislamiento asignado
al impulso tipo rayo (LWIL)
kV 1050 1550
Nivel de tensión asignado soportado
al impulso tipo maniobra (SWIL)
kV 750 1175
Nivel de tensión asignado soportado
a la frecuencia industrial
kV 460 680
Corriente asignada de cortocircuito
para el equipo de subestación
kA 63 40

 Interruptores que soportan
cortocircuito de 63 kA en
220 kV
 Estructuras
sismoresistentes ( 0,5 g
horizontal).
 Interruptores de 500 kV de
LT Carabayllo - Trujillo, con
resistencias de
preinserción.
Aspectos relevantes del primer proyecto a 500 kV
Chilca-La Planicie - Zapallal
SE – Interruptores

 Los interruptores son de tanque vivo con interrupción de corriente en SF6, operados
tripolarmente para los transformadores y con posibilidad de mando monopolar para las
líneas de transmisión. Pueden ser operados con mando local o remoto.
 Los de 220kV solo tienen una cámara de extinción junto con un capacitor; mientras que
en 500kV son interruptores con doble cámara, cada cual con su respectivo capacitor.
SE – Interruptores

 Para las subestaciones a 220 kV, en las celdas de línea y transformador, son tipo doble
apertura para los seccionadores de barra A y semipantógrafos para los de barra B y
transferencia.
 Para el caso de la celda de acoplamiento son del tipo de doble apertura.
 Para las subestaciones a 500 kV son semipantógrafos monopolares.
SE – Seccionadores

Otros Equipos de Subestaciones
Transformadores de Tensión
Son del tipo capacitivos con relaciones 500/√3 kV / 110/√3 V y 220/√3 kV / 110/√3 V para
500 kV y 220 kV respectivamente. Para ambas tensiones, los transformadores de tensión
poseen dos devanados secundarios con precisiones de 0.2 y 3P, y una carga de 15VA.
Transformadores de Corriente
Poseen relaciones de 2000 - 1000 / 1 A y 2500 - 1250 / 1 A para 500 kV y 220 kV
respectivamente. La relación usada en el lado de 500kV es de 1000 / 1 A. Para ambas
tensiones, los transformadores de corriente poseen cuatro devanados secundarios (1 de
medida y 3 de protección) con precisiones de 0.2 y 5P.
Pararrayos
Para el caso de 220 kV, la tensión asignada es de 198 kV y una tensión continua de
operación de 142 kV.
Para el caso de 500 kV, la tensión asignada es de 444 kV y una tensión continua de
operación de 318 kV.
Cadenas de aisladores, aisladores tipo poste vertical e invertido
Dichos aislamientos cumplen con: distancia mínima de fuga de 7595 mm para 220 kV y
17050 mm para 500 kV.

Chilca-La Planicie – Zapallal
Autotransformadores 500/220 kV
En total se tienen 11 unidades de autotransformadores monofásicos:
- La subestación de Chilca cuenta con un banco de autotransformadores, además de
una unidad de reserva.
- La subestación de Carabayllo cuenta con dos bancos de
autotransformadores, además de una unidad de reserva.

Equipos de Cambio Rápido de Unidad
 Para casos de falla de alguna de la unidades de transformación, se cuenta con una
unidad de reserva, la cual puede ser reemplazada por la fallada.
 Para el caso de las protecciones y señales de corriente, se cuenta con unos tableros
que permiten retirar las señales de corriente y disparos de protecciones mecánicas de la
unidad fallada, y ponerlas en la unidad de reserva, sin realizar un cableado que
demandaría una serie de tiempos y pruebas.

Para realizar el cambio de unidad en el lado de alta tensión, se deben desconectar los
bujes de alta, baja y terciario de la unidad fallada, y poner estas conexiones en los barrajes
respectivos de cambio de unidad.

 Unidad de reserva conectada permanentemente a las barras de transferencia de
220 kV y 500 kV. para cambio rápido reemplazando cualquiera de las fases.
Unidad de
Reserva
Barra de
Transferencia
500 kV
Barra de
Transferencia
220 kV

 Las primeras líneas y subestaciones en 500 kV del Sistema
Interconectado Nacional.
 Ubicadas en la zona metropolitana de Lima, con anchos de servidumbre
de 64 metros por línea.
 Dos superestructuras de 170.5 metros, 295 tn c/u, las más altas del Perú.
 La subestación de mayor capacidad de transformación en el Perú con
1400 MVA de potencia instalada.
 Las Líneas en 220 kV de mayor capacidad en el Perú con 1800 MVA de
capacidad de transmisión.
 En estos proyectos se han incorporado experiencias constructivas y
operativas del grupo empresarial a nivel de 500 kV con base en los
sistemas operados en Colombia y Brasil en cuanto a
capacitación, entrenamiento y certificación de personal técnico, uso y
aplicación de tecnologías, y aplicación y normalización de procesos
constructivos , operativos y de mantenimiento.

Problemática en la construcción
 Problemas en Zonas arqueológicas intangibles. Se han generado variantes
para respetar monumentos Arqueológicos caso, Caral ciudad mas antigua de
América y otros en la zona del Rimac
 Gestión de predios y servidumbres ha sido compleja especialmente en las
zonas aledañas a Lima Metropolitana. Demora en la imposición de
servidumbres por vía administrativa
 Especulación y desinformación por posibles efectos de los campos
electromagnéticos en la salud de las personas desinformando a la población y
ocasionando conflictos sociales.
 Problemas generados por los sindicatos de construcción civil que ocasionan
atrasos y paralizaciones de las obras.
 Demoras en la obtención del EIA

Líneas - Diseño Estructuras
e
b
1.25 c a e1 1.25
4.1 4.1 e2
3.2
e3
e1 e1
e1
e1
e1
Dimensiones en [m]
d
a 6.60
b 3.75
c 7.60
d 15.00
e 2.71
e1≥ 2.63
e2≥ 0.80
e3≥ 1.30
NOTA: Las alturas no incluyen pata básica
Cuerpo 1
2.5
Cuerpo 2
7.0
Cuerpo 3
11.5
Cuerpo 4
16 Cuerpo 6 Cuerpo 7
25 29.5
Cuerpo 5
20.5
e
b
1.25 c a 1.25
e2
4.8 50°
100°
e1
e1 e1
Dimensiones en [m]
d
a 6.60
b 3.75
c 7.60
d 15.00
e 2.71
e1≥ 3.63
e2≥ 1.10
NOTA: Las alturas no incluyen pata básica
Cuerpo 1
2.5
Cuerpo 2
7.0
Cuerpo 3
11.5
Cuerpo 4
16 Cuerpo 6 Cuerpo 7
25 29.5
Cuerpo 5
20.5
Estructura convertible de 220 kV a
500kV
Estructura 500 kV

 El corredor aprobado por el INC, exigió
el diseño para el cruce del rio Rímac de
dos superestructuras de 170.5
metros, c/u de 295 Tn equivalente a 20
estructuras convencionales. Estas
torres son las más altas del Perú.
Líneas Eléctricas

Altura 170.5 m, peso 295 Tn, vano 1300 m
Líneas - Cruce del Rio Rímac T18 Y 19

Ventanilla
Zapallal 220 kV
La Planicie 220 kV
Chavarría 220 kV
Santa Rosa 220 kV
San Juan 220 kV
Chilca REP 220 kV
Carabayllo 500 kV
Chilca CTM 220 kV
C.H Huinco
C.T Santa Rosa
Kallpa,Chilca1,
Platanal, Las Flores
Chillón 220 kV
Chilca 500 kV
L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
Parámetros eléctricos
Carabayllo 220 kV
90 Km
R=0.0316 Ω/Km
X=0.3170 Ω/Km
B=5.2659 µS/Km
50 Km
R=0.0521 Ω/Km
X=0.3834 Ω/Km
B=4.366 µS/Km
39 Km
R=0.0521 Ω/Km
X=0.3834 Ω/Km
B=4.366 µS/Km
3x200 MVA
3x200 MVA 3x200 MVA
L-2094 -L-2095
48 Km
R=0.05901 Ω/Km
X=0.3431 Ω/Km
B=4.8238 µS/Km
L-2093
48 Km
R=0.03686 Ω/Km
X=0.2559 Ω/Km
B=6.4614 µS/Km
Balnearios 220 kVRefinería 220 kV
10.5 Km
R=0.08712 Ω/Km
X=0.4996 Ω/Km
B=3.3879 µS/Km
Ventanilla 220 kV
10 Km
R=0.0311 Ω/Km
X=0.2813 Ω/Km
B=6.0133 µS/Km
L-2010
L-2011
L-2004
L-2003
L-2242
L-2243
A Huayucachi

Ventanilla 472 MW
Zapallal 219 kV
La Planicie 219 kV
Chavarría 213 kV Santa Rosa 213 kV San Juan 212 kV
Chilca REP 220 kV
Carabayllo 503 kV
Chilca CTM 220 kV
Huinco 152 MW
Santa Rosa 102 MW
Platanal: 78 MW
Térmicas: 1255 MW
Chillón 215 kV
Chilca 504 kV
Operación de L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
Estiaje máxima demanda 2011
Carabayllo 219 kV
3x200 MVA 3x200 MVA
Ventanilla 215 kV
A Huayucachi
152 MW
-53 Mvar
11%
152 MW
-44 MVar
2 x 108 MW
2 x -22 Mvar
31%
2 x 108 MW
2 x -17 Mvar
31%
2x75 MW
2x 32 MVar
-36 MW
-37 MVar
2x201 MW
2x 35 MVar
57MW
62MVar
63 MW
65 MVar
2x29 MW
2x45 MVar
2x148 MW
2x80 MVar
2 x74 MW
2 x -27 MVar
2 x 75 MW
2 x -19MVar
2x-253 MW
-2x112MVar
88%
2x251MW
2x52 MVar
333 MW
-78 Mvar
96%
142 MW
76 MVar
2x185 MW
2x -45 MVar142 MW
24 MVar
138 MW
- 32 MVar
A Huacho
A Paramonga
mayor que 80% de
su capacidad

Ventanilla 472 MW
Zapallal 219 kV
La Planicie 217 kV
Chilca REP 218 kV
Carabayllo 492 kV
Chilca CTM 218 kV
Huinco 152 MW
Santa Rosa 102 MW
Platanal: 78 MW
Térmicas: 1255 MW
Chillón 214 kV
Chilca 495 kV
Contingencia L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
Carabayllo 216 kV
3x200 MVA 3x200 MVA
Ventanilla 214 kV
A Huayucachi
0 MW
0 MVar
2 x 148 MW
2 x -13 Mvar
43%
2 x 146 MW
2 x -12 Mvar
43%
0 MW
0 MVar
-41 MW
-379MVar
2x166 MW
2x 7 MVar
26MW
38MVar
29 MW
41 MVar
2x33 MW
2x48 MVar
2x127 MW
2x76 MVar
2 x102 MW
2 x -25 MVar
2 x 103 MW
2 x -24 MVar
2x-252 MW
-2x113MVar
2x271MW
2x49 MVar
354 MW
-55 Mvar
103%
122 MW
73 MVar
2x148 MW
2x -12 MVar142 MW
24 MVar
138 MW
-32 MVar
A Huacho
A Paramonga
mayor que 80% de su
capacidad
Sobrecarga

Ventanilla 472 MW
Zapallal 218 kV
La Planicie 217 kV
Chilca REP 219 kV
Carabayllo 492 kV
Chilca CTM 219 kV
Huinco 152 MW
Santa Rosa 102 MW
Platanal: 78 MW
Térmicas: 1255 MW
Chillón 214 kV
Chilca 504 kV
Contingencia L.T 220 kV San Juan –Santa Rosa
Carabayllo 219 kV
3x200 MVA 3x200 MVA
Ventanilla 215 kV
A Huayucachi
2 x 148 MW
2 x -13 Mvar
40%
2 x 146 MW
2 x -12 Mvar
40%
2x96 MW
2x30 MVar
-39 MW
-36 MVar
2x253 MW
2x 25 MVar
108MW
52MVar
118MW
54MVar
2x48 MW
2x42 MVar
2x182 MW
2x73 MVar
2 x4 MW
2 x -12MVar
2x259 MW
-2x118MVar
2x219MW
2x56 MVar
290 MW
82 Mvar
175 MW
70 MVar
2x235 MW
2x -45 MVar141 MW
24 MVar
137 MW
-32 MVar
A Huacho
A Paramonga
mayor que 80% de su
capacidad
Sobrecarga
193 MW
-54 Mvar
14%
193 MW
-41 MVar

Estabilidad Falla 1 L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
Estiaje-máxima demanda 2011

Estabilidad Falla 3 L.T 500 kV Chilca-Carabayllo

L.T. 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo
 Características principales del proyecto
 Localización: Departamento de Lima, Ancash, La Libertad
 Subestación Carabayllo
 Subestación Chimbote
 Subestación Trujillo Nueva y Trujillo Norte (REP)
 Nivel de tensión: 500 kV
 Longitud:
 L.T Carabayllo-Chimbote : 378 Km
 L.T Chimbote-Trujillo: 146 Km
 # Circuitos: 1 #conductores por fase: 4 conductores.
 Autotransformadores: 02 (750 MVA por autotransformador)
 Compensación reactiva:
 Shunt de línea 480 Mvar y shunt de barra 120 Mvar.
 Capacidad mínima de transmisión (según contrato): 600 MVA
 Capacidad máxima (Ampacitancia a 60 grados): 1900 MVA

Trujillo 220 kV
Chimbote 220 kV
Guadalupe 220 kV
Chiclayo 220 kV
Piura 220 kV
L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo
Zapallal
220 kV
Huallanca 220 kV
Cajamarca 220 kV
A Cerro Corona
Paramonga N. 220 kV
Carabayllo 500 kV
Conococha 226 kV
A Vizcarra
A Paragsha
Chimbote 500 kV
Trujillo 500 kV
Huacho
220 kV
146 Km
R=0.02Ω/Km
X=0.317 Ω/Km
B=5.21 µS/Km
Polo
Chilca
La Niña 220 kV
Curumuy, Poechos
Piura, Paita
Carhuaquero
Chiclayo
Gallito Ciego
C.H Cañón Pato
C.T Chimbote
A Huayucachi
Planicie
220 kV
Chilca 500 kV
Chilca CTM
220 kV
Chilca REP
220 kV
Kallpa,Chilca1.
Platanal, Las Flores
R
Sto.Dgo
A Talara 220 kV
3x200 MVA
3X40 MVar
Ventanilla
3x200 MVA
3x200 MVA3x200 MVA378 Km
R=0.02Ω/Km
X=0.317 Ω/Km
B=5.21 µS/Km
3X40 MVar
3X40 MVar
3X40 MVar
4 Km
R=0.03Ω/Km
X=0.281 Ω/Km
B=6.013 µS/Km
3X40 MVar
90 Km
R=0.0316 Ω/Km
X=0.3170 Ω/Km
B=5.2659 µS/Km
50 Km
R=0.0521 Ω/Km
X=0.3834 Ω/Km
B=4.366 µS/Km
39 Km
R=0.0521 Ω/Km
X=0.3834 Ω/Km
B=4.366 µS/Km
3x200 MVA
C.H. Cahua
222 Km
R=0.0899Ω/Km
X=0.48Ω/Km
B=3.3925µS/Km
TGN4
L-2234
L-2236
L-2238
L-2239
L-2248

Trujillo 223 kV
Chimbote 224 kV
Guadalupe 224 kV
Chiclayo 223 kV
Piura 223 kV
Operación L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo
Zapallal
219 kV
Huallanca 223 kV
Cajamarca 221 kV
A Cerro Corona
Paramonga N. 226 kV
Carabayllo 509 kV
Conococha 226 kV
A Vizcarra
A Paragsha
Chimbote 503 kV
Trujillo 502 kV
306 MW
-231 MVar
Huacho
223kV
208 MW
-88 MVar
2x99 MW
2x26MVar
59 MW
-38 MVar
6 MW
-7 MVar
2x37 MW
2x-20 MVar
2X57 MW
2X-11 MVar
2x69 MW
2x-19MVar
18 MW
-9 MVar
121 MVar
121 MVar
121 MVar
29 MW
2 MVar
2x 46 MW
2x-9 MVar
Polo
Chilca
La Niña 224 kV
-37 MW
-3 MVar
2x103 MW
2x-19 MVar
2x51 MW
2x-27 MVar
281 MW
-69 MVar
121 MVar
Curumuy: 4 MW
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
Gallito Ciego: 10 MW
Cañón Pato: 99 MW
A Huayucachi
Planicie
216 kV
Chilca 509 kV
Chilca CTM
220 kV
Chilca REP
220 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
101 MW
-58 MVar
Sto.Dgo 180 MW
30 MW
-25 MVar
2x47 MW
2x52MVar
2X10 MW
2X-66 MVar
65 MW
-3 MVar
A Talara 220 kV2x -17 MW
2x-17 MVar
96 MW
-45 MVar
124 MVar
Ventanilla 452 MW
R
TGN4 98 MW
2x43 MW
2x-12MVar

Trujillo 214 kV
Chimbote 212 kV
Guadalupe 218 kV
Chiclayo 220 kV
Piura 221 kV
Contingencia L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote
Zapallal
215 kV
Huallanca 216 kV
Cajamarca 220 kV
A Cerro Corona
Paramonga N. 214 kV
Carabayllo 498 kV
Conococha 220 kV
A Vizcarra
A Paragsha
Chimbote 481 kV
Trujillo 481 kV
Huacho
212 kV
117 MW
-100 MVar
2x117 MW
2x25MVar
167 MW
-14 MVar
3 MW
20 MVar
2x136 MW
2x-17 MVar
2X67 MW
2X-23 MVar
28 MW
3 MVar
118 MVar
29 MW
-4 MVar
2x 110 MW
2x -5 MVar
Polo
Chilca
La Niña 222 kV
-37 MW
4 MVar
2x58 MW
2x-22 MVar
2x87 MW
2x-34 MVar
211 MW
-19 MVar
Curumuy: 4 MW
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
Cañón Pato: 99 MW
A Huayucachi
Planicie
214 kV
Chilca 501 kV
Chilca CTM
220 kV
Chilca REP
220 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
32 MW
-36MVar
Sto.Dgo 180 MW
-129 MW
41 MVar
2x42 MW
2x-36MVar
2X105 MW
2X46 MVar
62 MW
1 MVar
2x-14 MVar
117 MW
-45 MVar
Ventanilla 452 MW
R
TGN4 98 MW
2x 58 MW
2x-31 MVar
2x31 MW
2x-22 MVar
111 MVar

Trujillo 218 kV
Chimbote 218 kV
Guadalupe 221 kV
Chiclayo 222 kV
Piura 222 kV
Contingencia L.T 500 kV Chimbote-Trujillo
Zapallal
218 kV
Huallanca 220 kV
Cajamarca 221 kV
A Cerro Corona
Paramonga N. 223 kV
Carabayllo 504 kV
Conococha 225 kV
A Vizcarra
A Paragsha
Chimbote 483 kV
Trujillo 489 kV
263 MW
-165 MVar
Huacho
220kV
2x101 MW
2x25 MVar
71 MW
-35 MVar
6 MW
-17 MVar
2x43 MW
2x-13 MVar
2X141 MW
2X-16 MVar
11 MW
-7 MVar
113 MVar
113 MVar
29 MW
-3 MVar
2x 64 MW
2x-7 MVar
Polo
Chilca
La Niña 223 kV
-37 MW
3 MVar
2x74 MW
2x-26 MVar
273 MW
-49MVar
112 MVar
Curumuy: 4 MW
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
Cañón Pato: 99 MW
A Huayucachi
Planicie
216 kV
Chilca 505 kV
Chilca CTM
220 kV
Chilca REP
220 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
92 MW
-47 MVar
Sto.Dgo 180 MW
-41 MW
25 MVar
2x46 MW
2x-47 MVar
2X3 MW
2X56 MVar
65 MW
-3 MVar
2x-14 MVar
261 MW
-59 MVar
121 MVar
Ventanilla 452 MW
R
TGN4 98 MW
2x 62 MW
2x-56 MVar
2x 36 MW
2x-17 MVar

Trujillo 217 kV
Chimbote 220 kV
Guadalupe 215 kV
Chiclayo 213 kV
Piura 205 kV
Contingencia C.T. Malacas (TGN4)
Estiaje máxima 2012
Zapallal
218 kV
Huallanca 221 kV
Cajamarca 220 kV
A Cerro Corona
Paramonga N. 224 kV
Carabayllo 504 kV
Conococha 225 kV
A Vizcarra
A Paragsha
Chimbote 493 kV
Trujillo 490 kV
362 MW
-192 MVar
Huacho
221kV
256 MW
-69 MVar
2x97 MW
2x26MVar
70 MW
-37 MVar
5 MW
-2 MVar
2x48 MW
2x-17 MVar
2X76 MW
2X-6 MVar
24 MW
-21 MVar
116 MVar
116 MVar
115 MVar
80 MW
10 MVar
2x 67 MW
2x-7 MVar
Polo
Chilca
La Niña 209 kV
-87 MW
-4 MVar
2x127 MW
2x-17 MVar
2x66 MW
2x-26 MVar
303 MW
-56 MVar
116 MVar
Curumuy: 4 MW
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
Cañón Pato: 99 MW
A Huayucachi
Planicie
215 kV
Chilca 506 kV
Chilca CTM
219 kV
Chilca REP
220 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
123 MW
-53 MVar
Sto.Dgo 180 MW
40 MW
-27 MVar
2x57 MW
2x-48MVar
2X31 MW
2X-59 MVar
83 MW
-1.7 MVar
A Talara 220 kV2x 31 MW
2x-4 MVar
106 MW
-49 MVar
122 MVar
Ventanilla 452 MW
R
TGN4 : 0 MW
2x 106 MW
2x-11 MVar
2x 79 MW
2x-9 MVar

Trujillo 219 kV
Chimbote 221 kV
Guadalupe 220 kV
Chiclayo 221 kV
Piura 224 kV
Contingencia C.T. Malacas (TGN4)
Estiaje máxima 2012 con Banco 2x20 Mvar en Piura
Zapallal
218 kV
Huallanca 221 kV
Cajamarca 220 kV
A Cerro Corona
Paramonga N. 224 kV
Carabayllo 505 kV
Conococha 225 kV
A Vizcarra
A Paragsha
Chimbote 496 kV
Trujillo 494 kV
367 MW
-204 MVar
Huacho
221kV
256 MW
-80 MVar
2x97 MW
2x26MVar
70 MW
-38 MVar
6 MW
-4 MVar
2x48 MW
2x-19 MVar
2X73 MW
2X-10 MVar
24 MW
-14 MVar
118 MVar
118 MVar
117 MVar
80 MW
-11 MVar
2x 61 MW
2x-7 MVar
Polo
Chilca
La Niña 223 kV
-86 MW
17 MVar
2x127 MW
2x-22 MVar
2x65 MW
2x-25 MVar
303 MW
-61 MVar
116 MVar
Curumuy: 4 MW
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
Cañón Pato: 99 MW
A Huayucachi
Planicie
216 kV
Chilca 506 kV
Chilca CTM
219 kV
Chilca REP
220 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
123 MW
-55 MVar
Sto.Dgo 180 MW
- 40 MW
27 MVar
2x57 MW
2x-50MVar
2X32 MW
2X-63 MVar
83 MW
-2 MVar
A Talara 220 kV2x 31 MW
2x-13 MVar
109 MW
-48 MVar
122 MVar
Ventanilla 452 MW
R
TGN4 : 0 MW
2x20 Mvar
2x 106 MW
2x-23 MVar
2x 79 MW
2x-21 MVar

Estabilidad Falla 1 L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote
Estiaje- Máxima demanda 2012

Estabilidad Falla 3 L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote
Estiaje- Máxima Demanda 2012

Fenómenos Transitorios en Líneas de Extra Alta
Tensión (ver anexo)
 Efecto Ferranti
 Desbalances de tensión y corriente.
 Corrientes Inrush en Energizaciones de Autotransformadores.
 Solicitaciones térmicas y dinámicas en los reactores y descargadores de
neutro
 Tensión de Recuperación Transitoria TRV, Re-strike en los Interruptores
de Potencia.
 Fenómenos de Resonancia en Líneas de Transmisión Compensadas de
Extra Alta Tensión

MUCHAS GRACIAS
ALBERTO NICOLAS MUÑANTE AQUIJE
Gerente de Operación del Sistema
E-mail: amunante@rep.com.pe

65
Anexo
Fenómenos Transitorios en Líneas de Extra Alta Tensión

Fenómenos Transitorios en Líneas de EAT
L.T 500 kV
 Efecto Ferranti
 Desbalances de tensión y corriente.
 Corrientes Inrush en Energizaciones de Autotransformadores.
 Solicitaciones térmicas y dinámicas en los reactores y descargadores de
neutro
 Tensión de Recuperación Transitoria TRV, Re-strike en los Interruptores
de Potencia.
 Fenómenos de Resonancia en Líneas de Transmisión Compensadas de
Extra Alta Tensión

Retomando algunas generalidades de las Líneas
de Transmisión en 500 kV
 Sistemas de transmisión en 500 kV, se encuentran dentro de la clase de sistemas de
Extra Alta Tensión (EAT) y permiten exportar y/o importar grandes bloques de
energía eléctrica a través de grandes distancias (700, 800, 1200 MVA) con menores
perdidas (Joule); sobretodo, entre áreas eléctricas distantes. Por ejemplo: área centro
hacia el área norte del SEIN y viceversa.
 Para ello, el diseño de las líneas de transmisión prevén un mayor número de
conductores por fase (2,4,8,12/ fase), además de diferentes configuraciones respecto
a la disposición física de los conductores sobre sus estructuras (torres).
 Estos sistemas eléctricos de EAT necesitan de equipos de transformación de mayor
potencia (400, 600, 1000 MVA). Habitualmente se utilizan autotransformadores
(bancos monofásicos) para obtener una mayor confiabilidad en la operación e
inclusive, según el caso, por presentar un menor costo de inversión.
 Las subestaciones de EAT son diseñadas con una mayor confiabilidad de forma que
se opere en forma segura en condiciones de operación normales y adversas; la
configuración de barras más utilizada es el denominado Interruptor y medio.
 En contraparte, la inversión en estos sistemas se incrementa por los equipos y por los
requerimiento de espacios físicos para los mismos.

Retomando comparativo LT 220 kV vs 500 kV
Paramonga -
Chimbote 220 kV
Carabayllo-
Chimbote 500 kV
Chilca-Carabayllo
500 kV
Resistencia Ohm/Km 0.0899 0.0203 0.0316
Reactancia Ohm/Km 0.4800 0.3180 0.3170
Susceptancia µS/Km 3.39255 5.21085 5.26585
Longitud Km 221 378 90
Z característica Ohm 376 247 245
SIL MW 128 1012 1020
Potencia reactiva Mvar/Km 0.16 1.3 1.3
Faja Servidumbre m 25 64 64
 Presenta valores grandes de Surge Impedance Loading (SIL).
 Se necesita de compensación reactiva (por lo general inductiva) debido al efecto
Ferranti.
 Mayor presencia del Efecto Corona (generación campo electromagnético) en las líneas
de EAT que producen interferencias indeseables.
 Mayor presencia y relevancia de fenómenos eléctricos y electromagnéticos. La mayoría
de los defectos en líneas de extra alta tensión son de naturaleza transitoria.
 Incremento de la faja de servidumbre, entre otros.

Efecto Ferranti
 Este efecto se hace presente mediante un valor de tensión elevada y permanente en el
extremo abierto de la línea con relación al nivel de tensión en el extremo cerrado
(generación); ello se debe a un mayor valor de Surge Impedance Loading (SIL) con
respecto a la potencia transferida, y en líneas en 500 kV, esta relación es aún mayor.
 Es común en los procedimientos de energización de líneas de transmisión, rechazos de
carga y/o procesos de restablecimiento post-contingencia.
 Para mitigar las elevadas tensiones se necesita de compensar la línea con reactores
shunt de línea y/o barra.
Para el proyecto L.T 500 kV Carabayllo-
Chimbote-Trujillo se encontró la
máxima tensión cuando se tiene el
extremo abierto en Chimbote y la
tensión en la barra de envió
(Carabayllo) es igual a 1.05 p.u.
También se calcula el efecto
Ferranti cuando se presenta
la necesidad de no utilizar la
compensación; la maniobra
del reactor de la línea
Carabayllo-Chimbote 500 kV
resulta en 1.055 p.u.

Desbalances de Tensión y Corriente
 Son ocasionados por diferencias en las inductancias por fase (ex. debido a las
asimetrías físicas de los conductores en las torres).
 El análisis se realiza de forma que se determine la necesidad de transposiciones en el
trayecto de la línea de transmisión. Dependiendo del tipo de transposición, el impacto
económico sobre la inversión se incrementa debido a que se necesitan estructuras
especiales.
Potencia de diseño 1000 MVA VA VB VC
Va2/Va1
%
Carabayllo-Chimbote
500 kV
Magnitud, kV 280,11 292,37 292,70
4,24
Ángulo, grados -21,55 -140,29 94,32
Potencia de diseño 1000 MVA Ia Ib Ic
Ia2/Ia1
%
Ia+Ib+I
c
A
Carabayllo-Chimbote
500 kV
Magnitud, A 1120 1169 1171
4,24 55
Ángulo, grados -39,74 -158,48 76,12
Potencia de diseño 1000 MVA VA VB VC
Va2/Va1
%
Chimbote-Trujillo
500 kV
Magnitud, kV 284,96 288,49 292,19
1,73
Ángulo, grados -8,40 -127,84 109,97
Potencia de diseño 1000 MVA Ia Ib Ic
Ia2/Ia1
%
Ia+Ib+I
c
A
Chimbote-Trujillo
500 kV
Magnitud, A 1140 1154 1169
1,73 29
Ángulo, grados -26,59 -146,03 91,78
Para el proyecto L.T 500 kV
Carabayllo-Chimbote-Trujillo se
determinó la implementación de
un ciclo de transposiciones en
vista que la variación de tensión
superó el 2% reglamentada según
norma IEC TECHNICAL REPORT
1000-3-6.

ENTCH5 Chimbote 500 Chimbote 220
ENTCH2 Chimbote 220 Chimbote 500
ENT_TRU5 Trujillo 500 Trujillo 220
ENT_TRU2 Trujillo 220 Trujillo 500 0,95
1,10
1,15
Máxima
Corriente pico, Fase B
1,15
0,90
TENSIÓN EN
1,50
1,15
1,10
CASO
ATP
ENERGIZACIÓN
DE
TRANSFORMADOR
TENSIÓN
kV Máxima
Corriente pico, Fase C
Máxima
Corriente pico, Fase A
1,35
1,15
1,45
0,90
Corrientes Inrush en Energizaciones de
Autotransformadores
 Esta elevada corriente se presenta como una corriente diferencial razón por la cual la
respectiva protección diferencial del transformador deberá sobrellevar dicho transitorio.
 En estos estudios se define los casos de análisis en función a las tensiones más altas y
a la potencia de cortocircuito mas reducida, realizando maniobras por 220 y 500 kV.
Vmedia
p.u.
d
S.T.Estadística
(98%)
p.u.
Vmedia
p.u.
d
S.T.Estadística
(98%)
p.u.
Vmedia
p.u.
d
S.T.Estadística
(98%)
p.u.
Vmedia
p.u.
d
S.T.Estadística
(98%)
p.u.
ENTCH5 Chimbote 500 Chimbote220 1,278 0,1304 1,546 1,279 0,1324 1,552 1,262 0,1340 1,538 1,436 0,0866 1,614 Entre0 y 5%
ENTCH2 Chimbote 220 Chimbote500 1,949 0,0859 2,126 1,963 0,0655 2,098 1,963 0,0702 2,108 1,975 0,0000 1,975 Entre0 y 5%
ENT_TRU5 Trujillo 500 Trujillo220 1,338 0,1276 1,601 1,343 0,1350 1,621 1,323 0,1389 1,609 1,487 0,1109 1,715 Entre0 y 5%
ENT_TRU2 Trujillo 220 Trujillo500 1,962 0,0492 2,063 1,968 0,0345 2,039 1,962 0,0977 2,163 1,975 0,0000 1,975 Entre0 y 5%
TENSIÓN EN
FaseBFaseA
ENERGIZACIÓN
DE
TRANSFORMADOR
TENSIÓN
kV
FaseC Resumen Estadístico Energía en
descargadores
desobretensión
kJ
CASO
ATP
 Esta condición transitoria se manifiesta cuando se energiza los equipos de
transformación y/o frente al despeje de fallas.
 Entre los factores que influyen en la magnitud de Inrush se tiene la potencia del
equipo, la remanencia de los flujos y punto de la onda de tensión donde cierran los
contactos.

Solicitaciones térmicas y dinámicas en los
reactores y descargadores de neutro
(file STD1A_DETERMIN.pl4; x-var t) c:NCHCAR-
0.0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0[s]
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
[A]
Recierre Monofásico Carabayllo-Chimbote con Falla Monof. en Chimbote. Recierran ambos extremos
Solicitación Reactor de Neutro de Chimbote 437 Apico.
 Se verifica los valores máximos de corriente por los
reactores de neutro y la máxima disipación de
energía por sus pararrayos cuando se aplica una
falla monofásica con recierre exitoso.
 Se generan diferentes casos donde la falla se
aplica en cualquiera de los extremos y además con
diferentes secuencias de apertura y recierre.
 La finalidad es obtener un adecuado reactor
(tamaño y sintonización) para las diferentes
posibilidades de operación y para las diferentes
configuraciones de compensación (simétrico,
asimétrico)
La implementación de mando sincronizado es mas
frecuente en sistemas de extra alta tensión.
Caso
Falla Monofásica con Recierre
Monofásico
Contingencia
de
Reactores
Corriente
Apico
Tensión
kVpico
Energía en
Descargadores
Julios
Carabayllo - Chimbote 500 kV – Reactor de neutro 456 Ohm
STD1
A
Falla monof. en Chimbote.
Recierre estadístico en ambos
extremos
No 437 139 15,3
Chimbote - Trujillo 500 kV - Reactor de neutro 796 Ohm
STD3
Falla monof. en Chimbote.
Recierre estadístico en ambos
extremos
No 234 145 20,0

Existencia de corrientes de Arco secundario
indeseables en el recierre monofásico
• Verificación de la extinción del arco
secundario y viabilidad de recierre
monofásico. También se observa la tensión
transitoria de recuperación del arco.
• Se aplica una falla 1 en diferentes puntos
de la línea y en los extremos de la onda de
tensión; los resultados de la simulaciones
son comparados con resultados
experimentales padrones, esperándose que
la tensión de recuperación y la corriente de
arco secundario se encuentre dentro de los
límites (curva CESI).
AS2A.pl4: c:X0005A-XX0036
AS2B.pl4: c:X0005B-XX0036
AS2C.pl4: c:X0005C-XX0036
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9[s]
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
[A]
Tensión prefalla V=Máx. Corriente de Arco Secundario. Fases A,B,C
AS2AMin.pl4: c:X0005A-XX0036
AS2BMIN.pl4: c:X0005B-XX0036
AS2CMIN.pl4: c:X0005C-XX0036
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9[s]
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
[A]
Tensión prefalla V=0. Corriente de Arco Secundario. Fases A,B,C
Falla monofásica a 1/6 de Carabayllo
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 10 20 30 40 50 60
Primerpicodelatensiónderecuperación[kVpico]
Corriente de arco secundario [A]
Carabayllo - Chimbote 500 kV
Experimental CESI FaseA, V=Máx Fase B, V=Máx Fase C, V=Máx
Indicadores-COES FaseA, V=0 Fase B, V=0 Fase C, V=0
Experimental - CESI
Indicadores - COES

Tensión de Recuperación Transitoria TRV,
Re-strike en los Interruptores de Potencia
• Tensión a través de los polos de los
interruptores durante el despeje de falla.
• Los tipos de falla pueden ser: Terminal
(trifásica), Kilométrica (monofásica), en
oposición de fases.
•Se verifica la magnitud (valor pico) y tasa de
crecimiento (RRRV) de la tensión de
recuperación transitoria.
•No interesa la forma de la onda de tensión, lo
importante es que se encuentre dentro de su
respectiva curva, garantizando el adecuado
desempeño del interruptor.
0, 0
147, 1031
0, 0
180, 899
146, 438
876, 876
219, 438
876, 817
168, 337
672, 629
438, 674
876-1752, 1123
0
200
400
600
800
1000
1200
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Tensión,kVpico
Tiempo, ms
TRV Normalizado - Interruptores - 550 kV
T10 T30 T60 Terminal 550 kV kilométrica 550 kV En oposición de fases
Curvas normalizadas de TRV ( según la norma IEC 62271-100)
0, 0
219, 438
876, 817
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Tensión[kVpico]
Tiempo [ms]
TRV Falla Terminal en Carabayllo a Chimbote 500 kV
IEC 550 kV TRV_T1
0, 0
168, 337
672, 629
0
100
200
300
400
500
600
700
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Tensión[Vpico]
Tiempo [ms]
TRV Falla Kilométrica en Trujillo a Chimbote 500 kV
IEC 550 kV TRV_K4

Fenómenos de Resonancia en Líneas de Transmisión
Compensadas de Extra Alta Tensión
•Este fenómeno se debe a las altas
capacitancias e inductancias de los
conductores y reactores limitadores
de corriente; en este caso, dictado por
el grado de compensación de las
líneas de transmisión en 500 kV.
El proyecto L.T 500 kV Carabayllo-
Chimbote-Trujillo tiene 480 Mvar de
compensación shunt.
•La presencia de resonancia se
verifica principalmente cuando una de
las fases o inclusive dos fases se
encuentren abiertas, pudiendo resultar
en sobretensiones peligrosas para la
operación; un buen diseño de los
pararrayos permitirá una adecuada
protección del sistema.
Carabayllo-Chimbote 500 kV Chimbote-Trujillo 500 kV
R0, Ohm/km 0,286299 108,05 41,51
X0, Ohm/km 1,047550 395,35 151,89
B0, umho/km 3,112550 1174,68 451,32
C0, uF/km 0,008256 3,12 1,20
R1, Ohm/km 0,020293 7,66 2,94
X1, Ohm/km 0,317618 119,87 46,05
B1, umho/km 5,210850 1966,57 755,57
C1, uF/km 0,013822 5,22 2,00
Longitud, km - 377,4 145
k=Co/C1 - 0,60 0,60
Grado de compensación
para el cual ocurre
resonancia
h=(2+k)/3
- 0,87 0,87
Parámetros para la longitud total
Parámetros/km
Carabayllo-Chimbote 500 kV Chimbote-Trujillo 500 kV
491,64 188,89
Grado de compensación shunt Grado de compensación shunt
360 0,73 -
240 0,49 -
120 0,24 0,64
QC de la línea, Mvar
QL Compensación
shunt
Mvar
No se presentan puntos resonantes en el proyecto 500 kV

Filosofía de las Protecciones
 Se mostrara a continuación los esquemas de principio de las
protecciones utilizadas en la subestación de Carabayllo de 220
kV, y una explicación mas amplia sobre las protecciones de 500
kV.
 Como se habia explicado anteriormente la subestacion de 500kV,
tiene una configuracion de interruptor y medio, formado por dos
diametros, uno de los cuales solo tiene 2/3 de diametro, estas
conectan a 2 celdas de autotrafos, asi como una celda de linea.

Protecciones 220kV (AutoTrafos)
Modelo Código Funciones
7UT6331 - F003 87T, 87G
7UT6331 -F013
87Ter. (87B de fases R,
S, T), 50, 51, 50G, 51G
7SJ6411 -F004 Sobrecorriente
7KE6000 -F018 Registrador de fallas
7SS5231 -F016 Unidad de campo
6MD6641 -D001 Controlador
ION8600 -P006 Medidor
RPH -F015 Mando sincronizado
TAPCOM -A1
Regulador automático
de tensión

Protecciones en 220kV (Líneas)
Modelo Código Funciones
7SA6121 - F003
21, POTT, 67NCD, 67N, 25,
79, 68, 27, 59, SOTF
7SD5221 -F013
87L, 67NCD, 67N, 25, 79, 27,
59, cierre en falla (SOTF)
7SJ6411 -F004 67N
7KE6000 -F018 Registrador de fallas
7SS5231 -F016 Unidad de campo
6MD6641 -D001 Controlador
ION8600 -P006 Medidor
Equipo
Tensión
(kV)
Relés Funciones Habilitadas RTC RTT
Barras A
y B
220
7SS52
(PP)
87B, 50BF
1250/
1
-
Equipo
Tensión
(kV)
Campo
de Acople
220
7SJ641
(PP)
50, 51, 50N, 51N, 25
1250/
1
-

Protección 500kV (Diámetro 1)
Equipo
Tensión
(kV)
Relés
Funciones
Habilitadas
RTC RTT
AT72-52
AT73-52
AT74-52
500
7UT633 (PP) 87T, 87G
1000/1 --
220 2500/1 220000/110
33 2500/1 --
500 7SJ641 (PR) 50, 51, 50N, 51N 1000/1 500000/110
220 7SJ641 (PR) 50, 51, 50N, 51N 2500/1 220000/110
Equipo
Tensión
(kV)
Relés Funciones Habilitadas RTC
Barra A
Cortes A
500
7SS52
(PP)
87B, 50BF 1000/1
Barra B
Cortes C
500
7SS52
(PP)
87B, 50BF 1000/1
Equipo
Tensión
(kV)
Corte A
Corte C
500
7VK61
1
(PP)
25, 79
1000/
1
500000/11
0
Corte B 500
7VK61
1
(PP)
25, 79, 50BF
1000/
1
500000/11
0

Protecciones de Líneas
 En 220 kV las funciones de recierre y sincronismo se encuentran
implementados dentro de las protecciones de líneas (PL1 y PL2) mientras
que en 500kV se usan equipos externos (7VK611), adicionalmente en el
Corte B se tiene implementado la función 50BF.
 El recierre puede ser activado por las funciones 87L, 21, POTT y 67NCD.
 La función de sobretensión debe generar disparo local sobre los
interruptores de línea y también el envío de disparo directo transferido
(DTT) al extremo remoto.
 Asimismo, los interruptores de las líneas de transmisión cuentan todos
con un relé 86 de disparo y bloqueo cuya actuación se hace efectiva para
disparos tripolares por las siguientes funciones:
- Disparo protección de distancia en zonas 2, 3 y 4.
- Disparo por SOTF.
- Sobrecorriente temporizado.
- Disparos por funciones 27 (mínima tensión) y 59 (máxima tensión).

Protección de Autotrafos
 La presencia de los transformadores zigzag en el devanado delta
de los autotransformadores de potencia permite habilitar
adicionalmente la función diferencial de tierra restringida al
tenerse un transformador de corriente (TC) en el neutro de los
zigzag. Como respaldo cuentan con protecciones de
sobrecorriente en los lados de 500kV y 220kV.
 Los disparos del relé diferencial se dan a través de un relé 86 de
disparo y bloqueo a los interruptores del transformador en alta y
media tensión (no se tiene interruptor en el lado de baja tensión
33kV).
 Los disparos de las protecciones mecánicas a los interruptores de
los autotransformadores se realizan a través de un relé 86 de
disparo y bloqueo

Protecciones 500 kV (Diametro 2)
Línea
Tensión
(kV)
L-5001 500
7SD522 (PL1) 87L, 67NCD, 67N, STUB, 27, 59, SOTF
1000/1 500000/1107SA612 (PL2) 21, POTT, 67NCD, 67N, STUB, 68, 27, 59, SOTF
7SJ641 (PR) 67N

Protección de Barras
 Cada subestación cuenta con una protección diferencial de
barras del tipo distribuida la cual consta de dos unidades
centrales independientes para cada barra A y B
 Todos los disparos de la protección diferencial de barras
(87B) se efectúan a través de relés 86 de disparo y
bloqueo para todos los interruptores asociados a cada
barra.
 La protección 87B no comanda disparos a los interruptores
de los cortes B por función diferencial.

Función de Recierre y Sincronismo
 Asimismo, cada interruptor de los tres cortes cuenta con
una protección propia en la cual se encuentra
implementado el esquema de recierre y sincronismo para
todos los campos de la subestación.
 Adicionalmente para el caso de los interruptores de los
cortes B, esta protección es la encargada de realizar la
función por 50BF cuyo disparo se da a través del
respectivo relé 86 del interruptor.

2.%20 operacion%20de%20sistemas%20de%20transmision%20de%20500kv rep

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