Estudios para el Refuerzo de la Capacidad de la Línea 220 kV Mantaro-Socabaya

Estudios para el Refuerzo de la Capacidad
de la Línea 220 kV Mantaro-Socabaya

Junio, 2009

©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A. 1

Agenda

 OBJETIVO
 ESTUDIOS PARA EL REFUERZO DE LA CAPACIDAD DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN 220 KV MANTARO-COTARUSE-SOCABAYA
 Estudios eléctricos
 Incremento de la Capacidad de la Línea por Límite Térmico del
Conductor
 Mejora de Confiabilidad por Descargas Atmosféricas
 Presupuesto y Cronograma

 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES


OBJETIVO

 Presentar un resumen ejecutivo de los
estudios efectuados para definir las obras
necesarias en la línea Mantaro-Cotaruse-
Socabaya con la finalidad de aumentar su
capacidad de transporte y mejorar su
desempeño ante descargas atmosféricas.
 Elproyecto se justificó por:
 el constante y progresivo crecimiento de

la demanda eléctrica de la región sur;
 las proyecciones de crecimiento de la

demanda en el corto y mediano plazo; y
 la insuficiente infraestructura de
transmisión y generación prevista en el
corto y mediano plazo en esta parte del
país que soporte eficientemente la
demanda respectiva.


OBJETIVO

CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA

 En febrero de 1998 CTM y el estado peruano suscribieron el Contrato BOOT para el diseño,
construcción y explotación de la línea de 220 kV Mantaro-Socabaya, con una capacidad de
transmisión de 300 MW, medido en la barra de retiro.
 Los conductores de la línea son 2 ACSR 362.5 mm2 (Starling), a excepción de 13 vanos
donde se ha utilizado el conductor AAC Condor (2 conductores por fase) y de otros 3 vanos
donde se ha utilizado el conductor ACSR - Colca (1 conductor por fase).
LL TT Tramo Tramo
Mantaro- Cotaruse-
Cotaruse Socabaya
Longitud (km) 292 311
Reactancia (Ohm) 112 120
Doble circuito 2 Cond/fase, 2 Cond/fase,
2 cable/G 2 cable/G
Número de 1245
estructuras
Reactores Shunt en Cotaruse
Potencia (Mvar) 2x50 Mvar 2x50 Mvar
Compensación serie en cada circuito Cotaruse
Corriente nominal (A) 630 630
Reactancia (Ohm) 58 72
Porcentaje (%) 50 60

OBJETIVO

CARACTERÍSTICAS DE LA LÍNEA

NIVEL TOPOGRAFICO DE LA RUTA DE LA LINEA

6,000

5,000
Altitud sobre el nivel del mar (m)

4,000

3,000
S.E Cotaruse

2,000

S.E. Mantaro Rio Pampas Cañon del Colca S.E. Socabaya
1,000

0
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600

Longitud (km)


OBJETIVO

INDICADORES OPERATIVOS

Factor de utilización
N° de Fallas por cada 100 km-año Número de Pérdidas de
5 Interconexión
Año MW FU
18
2000 180 60%
4 16
2001 195.1 65%
14
2002 224.7 74.9%
3 12
2003 240.2 80.1%
10
2004 245.1 81.7%
2 8
2005 248.7 82.9%
6
1 2006 265.1 88.4%
4
2007 296 98.6%
2
0 2008 332.3 110.7%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 0
2009 311.9 103.9%
L-220 kV 3.28 4.25 1.88 2.05 3.93 1.88 1.39 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Meta 2009 2.69 2.69 2.69 2.69 2.69 2.69 2.69


Agenda

 OBJETIVO
Conductor


7

ESTUDIOS ELÉCTRICOS

Fase 1 de los estudios Fase 2 de los estudios

Lista de 1. Ajuste porcentaje variable
escenarios 5. Estudio de
demanda - resonancia en SC
subsincrona 2. Scan de frecuencia
generación 1. Compensación SC 3. Otras medidas remediales
1. Estudio de requerida permanente y a
flujo de carga 30 min
2. Compensación shunt
adicional requerida
Lista de 6. Estudio de
contingencias armónicos (para 1. Scan de frecuencia
N-1 2. Estudio de dimensionamiento
estabilidad de Valores de capacidad 2. Otras medidas
voltaje reactiva y capacitiva de la de filtros por parte remediales
compensación shunt. del fabricante)

Porcentaje variable en SC
Lista de eventos 3. Estudio de Capacidad transitoria del SC 1. Capacidad de aguante de
de grandes estabilidad Curva V/I del SVC cortocircuito equipos SC,
perturbaciones transitoria Estrategias de control SVC y 7. Estudio de asociados al SC y existentes
SC cortocircuito 2. Capacidad de interrupción
equipos asociados al SC y
existentes

1. Requerimientos MOV’s y
pararrayos equipos
Lista de Lista de maniobras 8. Estudio de asociados a la
maniobras transitorios compensación
electromagnéticos 2. Verificar aislamiento equipos
existentes
3. Otras medidas remediales

1. Verificar capacidad
9. Estudio de transitoria del SC
Lista de eventos Lista de contingencias N-1 estabilidad 2. Verificar curva V/I del SVC
de pequeñas pequeña señal 3. Estrategias de control SVC y
perturbaciones SC


ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA

1. Red sin
contingencia Dimensionamiento inicial de la
Estudios de flujo compensación serie y requerimientos
de carga adicionales de compensación shunt
inductiva y capacitiva
2. Red con
contingencia

Curva de capacidad del SC

Continua 30 min

Xc 10 s

I



 De las simulaciones realizadas se puede concluir que es factible incrementar el flujo de
potencia por la línea Mantaro – Cotaruse – Socabaya a 505 MVA implementando la
siguiente solución:

 Incremento de la compensación serie fija
(CS) de:

50% a 65% de la reactancia inductiva de la
línea entre Mantaro-Cotaruse, y

60 % a 65% de la reactancia inductiva de la
línea entre Cotaruse – Socabaya.



 Instalación de una compensación “shunt”:

S.E Cotaruse: Dos reactores de 50 Mvar.

S.E Socabaya: Un SVC de -300/100 Mvar
100% variable.




 Para el año 2010, el estudio de análisis estacionario con flujo de carga para operación
normal y en contingencia indica que es posible transportar hasta 505 MVA por la L/T
Mantaro – Coatruse – Socabaya con la solución adoptada

Resumen balance carga/generación simulados

Año Caso simulado Carga total Generación FP Pérdidas
Generación Demanda [MW] [MW] % [%]
2008 Avenida Promedio 3361 3549 0.95 5.30%
Carga Zona Sur:
Máxima 4067 4279 0.96 4.95%
Estiaje Promedio 3360 3437 0.76 2.23%
Máxima 4257 4474 0.96 4.83%
2008: 663 MW
Máxima 4907 5156 0.96 4.82%
2010: 768 MW
Máxima 4921 5171 0.96 4.84%
2012: 860 MW
Máxima 6322 6618 0.97 4.47%
Máxima 6185 6470 0.97 4.40%
2014 Estiaje Máxima 6836 7146 0.97 4.33%
2016 Estiaje Máxima 7285 7603 0.97 4.18%
Fuente: Consultor


Condición de Operación Normal Año 2010
 Flujo de potencia de 500 MW por la L/T Mantaro – Cotaruse – Socabaya a 220 kV
Compensación serie recomendada


Condición de Operación Contingencia Año 2010
 Flujo de potencia de 500 MW por la L/T Mantaro – Coatruse – Socabaya a 220 kV –
Compensación serie recomendada


Condición Operación Normal Reactores Adicionales Cotaruse Año 2010

DIgSILENT
0.00 MW 0.00 MW
CARMI220 54.27 Mvar 54.27 Mvar
238.87 kV SER21
1.09 p.u. SOCA220
SER11 209.80 kV
160.09 deg 0.95 p.u. 220.00 kV
204.56 kV
0.93 p.u.
167.25 deg 1.00 p.u.
142.33 deg 146.45 deg

139.97 MW -134.70 MW 134.70 MW -129.55 MW
42.44 Mvar -54.26 Mvar 134.70 MW -134.70 MW -36.69 Mvar
36.69 Mvar 23.76 Mvar
30.93 % 30.93 % 54.26 Mvar 29.00 % 29.00 %
30.93 % 29.00 %

SVC_Socabaya
SER22

SVS
-134.70 MW 209.80 kV
-54.26 Mvar 0.95 p.u.
30.93 % 167.25 deg -0.00 MW
-74.86 Mvar
139.97 MW
42.44 Mvar -129.55 MW
30.93 % 134.70 MW
SER12 134.70 MW -134.70 MW -36.69 Mvar 23.76 Mvar
54.26 Mvar 36.69 Mvar 29.00 % 29.00 %
204.56 kV 30.93 %
0.93 p.u. 29.00 %
142.33 deg

0.00 MW 0.00 MW
54.27 Mvar 54.27 Mvar
COTARUSE
229.20 kV R-Adicional
1.04 p.u.
0.00 MW
154.52 deg 108.54 Mvar



ESTUDIOS DE ESTABILIDAD

1. Estabilidad de
voltaje Dimensionamiento inicial de SVC, ajustes a especificación inicial
de SC y lógica de control.

Estudio de 2. Estabilidad
estabilidad transitoria

3. Estabilidad de Verificar dimensionamiento de SC y SVC y su lógica de control.
pequeña señal
V[pu]
1.40 Disparo del SVC a 1 seg
1.35
1.30
1.25
1.20
1.15
Área de operación normal 1.10
1.05
1.00
0.95
0.90
0.85

0.70

Activación de la estrategia
de control en condiciones de
muy bajo voltaje

IC ICmax ICnom ILnom ILmax IL

Característica V/I de un SVC


ESTUDIOS DE ESTABILIDAD - Curvas PV

SIN SVC

CON SVC



Resultados de los Estudios

 El análisis de curvas PV realizado para el año 2010 permite concluir que es posible
aumentar el flujo de potencia por la L/T de 280 MW a 505 MVA sin perder estabilidad por
voltaje ante condiciones de operación normal y contingencia, es decir, con la solución
adoptada.

 Con la alternativa conjunta de CS + “shunt” (fijo o SVC) en Socabaya es posible
transportar 505 MVA por la L/T y los voltajes se mantienen dentro de los límites
establecidos.

 Con la opción de incremento de CS en Cotaruse a 65%/65% + SVC en Socabaya los
voltajes en las tres subestaciones presenta un perfil adecuado: si no se incrementa la CS
el voltaje en Cotaruse tiende a estar por debajo de 1.00 y con la opción de “shunt” fijo en
Socabaya el voltaje tiende a estar por encima de 1.05.

 En las simulaciones se observa que el SVC debería tener una capacidad mínima 300
MVAR capacitivos.


Curvas análisis PV sin compensación adicional– Normal


Curvas análisis PV sin compensación adicional– Contingencia


Curvas análisis PV con la solución incremento de CS+SVC – Normal


Curvas análisis PV con la solución incremento de CS+SVC – Contingencia




 Con la solución implementada en el sistema proyectado del año 2012, donde ya se tiene
en operación las líneas a 500 kV Mantaro – Caraveli – Montalvo – Marcona, se observa:

 Que se elimina por completo la restricción de flujo de potencia desde el Norte –
Centro hacía el Sur.

 Los resultados permiten concluir que tanto la L/T de 220 Mantaro – Cotaruse –
Socabaya con la repotenciación como la de 500 kV mantienen flujos de potencia
similares en operación normal y el sistema opera de manera adecuada ante la salida
de una de estas líneas, ya sea de manera programada o repentina




 Con la topología de la zona sur, el sistema soporta la salida simultánea de los dos
circuitos de la L/T Cotaruse–Socabaya con recierre en uno de ellos.

 En cuanto a estabilidad de voltaje, ante contingencia sencilla de uno de los circuitos de
la L/T Mantaro – Cotaruse, el flujo por el circuito que queda en operación podría
transportar hasta 447 MW sin perder estabilidad por voltaje.



Simulación de estabilidad transitoria ante falla simultánea de los dos circuitos Cotaruse - Socabaya



Simulación de estabilidad de voltaje ante falla de uno de los dos circuitos Mantaro - Cotaruse




 Para los años 2014 y 2016:

 La solución funciona de manera adecuada tanto en operación normal como en
contingencia en estado estacionario como transitorio.

 Tal es el caso que en caso de falla de la L/T Mantaro – Caraveli, el flujo por la L/T a
220 KV es del orden de los 650 MW.


ESTUDIO DE RESONANCIA SUBSÍNCRONA

1. Riesgo de resonancia
subsíncrona entre
generadores y SC
Estudio de 1. Porcentaje de compensación
resonancia serie fija y variable
subsíncrona (SSR)
2. Riesgo de resonancia 2. Otras medidas remediales
debido a SVC

 Este estudio se realiza para determinar el riesgo de problemas de resonancia que causen
daños a los generadores y equipos del sistema.


ESTUDIO DE RESONANCIA SUBSÍNCRONA

Estructura del sistema de potencia para análisis dinámicos

Fuente: “First Benchmark Model”. IEEE – Modelo de 6 masas.
Figura 1. Modelo masa-resorte adoptado para este proyecto [1]

 A partir de simulaciones con datos
típicos para la máquina térmica más
cercana (TV Ilo2) no se observa que
exista problemas de RSS con el nuevo
nivel de compensación del 65%.

Fuente: Paul Anderson, “Subsynchronous Resonance in Power Systems”.


ESTUDIO DE ARMÓNICOS Y CORTO CIRCUITO

Estudio de 1. Verificar el cumplimiento de los
armónicos
requerimientos de calidad en la forma de onda
de tensión de acuerdo con lo establecido por la
Norma Técnica de Calidad de los Servicios
Eléctricos

2. Medidas remediales (filtros)

Estudio de 1. Determinar los requerimientos de nivel de
cortocircuito aguante de cortocircuito requerido para los
equipos de compensación serie
2. verificar si la capacidad de cortocircuito de
los equipos existentes es suficiente


ESTUDIO DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNÉTICOS

Estudio de Calcular Transient Especificar MOV’s y
transitorios Recovery Voltage pararrayos
(TRV) en interruptores
ante eventos como:
1. Apertura de fallas
2. Pérdida de carga
3. Desconexión luego
de cierre fuera de fase
4. Apertura con baja
carga



 A continuación se muestran los casos simulados:
 CASO I : Simulación transitoria - capacitores serie sin protecciones.
 CASO II : Simulación transitoria - capacitores serie con protecciones.
 CASO III : Simulación transitoria - energización de la línea en vacío sin reactores.
 CASO IV : Simulación transitoria - energización de la línea en vacío con reactores.
 CASO V : Simulación transitoria - evento de falla doble simultanea, evento ocurrido
el 13 de marzo de 2005.
 CASO VI : Simulación transitoria - evento de falla doble simultánea, evento ocurrido
el 18 de marzo de 2007.
 Se encontró que no existe problemas de sobretensiones para los casos simulados de
energización de equipos y con los sistemas de protección propuestos.


Agenda

 OBJETIVO
Conductor


33

INCREMENTO DE LA CAPACIDAD DE LA LÍNEA POR LÍMITE
TÉRMICO DEL CONDUCTOR

 Analizar las obras necesarias de la línea Mantaro - Cotaruse - Socabaya para
lograr una capacidad de transmisión de 505 MVA, medida en el punto de inyección.
No se debe alterar la distribución de estructuras y se debe conservar las distancias
de seguridad al terreno según lo construido.
 Para régimen de emergencia y un tiempo no mayor a 30 minutos, el conductor
podrá operar a su límite térmico.
 Se aplica el “Código Nacional de Electricidad Suministro”
 La verificación de la capacidad de los conductores se realizó mediante los modelos
matemáticos de la IEEE Std 738-2006 “Standard for Calculating the Current-
Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors”, para las siguientes
zonas:.



CRITERIOS DE DISEÑO MECANICO AISLAMIENTO
DE ACUERDO AL DISEÑO ORIGINAL
ALTITUD Cadenas Suspensión/Anclaje
N° DESCRIPCION CONDICIONES General (msnm) Cantidad Características
HIPOTESIS 1 HIPOTESIS DE PARTIDA
h < 2500 19
1,1 Temperatura °C -10
254 x 146 mm
1,2 Presión de viento kg/m² 0 2500 < h < 3500 21 120 kN - 160 kN
1,3 Tiro Inicial 25%

HIPOTESIS 2 ESFUERZO MAXIMO VIENTO
3500 < h < 5000 23
2,1 Temperatura °C 0
2,2 Presión de viento kg/m² 92
2,3 Tiro Máximo Final 70%

HIPOTESIS 3 ESFUERZO MAXIMO HIELO DISTANCIAS DE SEGURIDAD
3,2 Hielo mm 20
3,3 Tiro Máximo Final 70%

CARGA COMBINADA
HIPOTESIS 4 VIENTO - HIELO
4,3 Hielo mm 10

HIPOTESIS 5 FLECHA MAXIMA
5,1 Temperatura °C 70 ºC (Zona A)
°C 65 ºC (Zona B)
°C 60 ºC (Zona C)

Fuente: PEMS-LI-CR-01.Rev0 - Summary of Line Design Criteria

CAPACIDAD ACTUAL DE TRANSMISIÓN

 Seconsidero los siguientes criterios:
 Temperatura ambiente máxima: De acuerdo a la zona
 Tipo de atmosfera: Claro (*)
 Velocidad del viento: 0,61 m/s (2,2 km/h)
 Hora del día: 12 am
 Emisividad del conductor: 0,7
 Coeficiente de absorción solar: 0,9
(*) Debido a que en la Zona A predomina tanto atmósferas claras como industriales, se tomó la mas crítica (atmósfera
clara) con la cual hay una mayor intensidad de radiación solar en el conductor
 Se obtuvo la siguiente capacidad de transmisión para las temperaturas de diseño:

 Parael conductor Starling, a las temperaturas de diseño de cada zona analizada, es
posible transportar 330 MW (300 MW en el retiro).
 Para el conductor Colca, a su temperatura de diseño puede transportar 295 MVA por
circuito. A 75 ºC podría transportar hasta 325 MVA por circuito (distancia al suelo > 8 m).


VERIFICACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE 505 MVA
EN RÉGIMEN PERMANENTE – CONDICIONES NORMALES

 Sedeterminó la temperatura de operación del conductor Starling, transportando una
potencia de 505 MVA por circuito, obteniéndose:

 En condiciones normales de operación, la temperatura del conductor Starling es menor a
la máxima admisible (75ºC); esto es, no hay problemas en cuanto a su límite térmico.
 Parael caso del conductor Colca su temperatura de operación supera el limite térmico
(75 °C), por lo que se recomienda una variante de línea.
 Para el conductor Starling, se realizó cálculos mecánicos para determinar el incremento
de flecha, obteniéndose los siguientes incrementos de flecha, dependiendo de la zona:



CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN EN CONDICIONES DE EMERGENCIA

 Sedeterminó la capacidad de transmisión del conductor operando en su límite térmico
(75 ºC), obteniéndose que el límite térmico es 536 MVA.



CORRECCIÓN DE DISTANCIAS AL TERRENO POR INCREMENTO DE
POTENCIA DE TRANSMISION

 Considerando los incrementos de flechas y las distancias al terreno para la nueva
capacidad de transmisión de 505 MVA por circuito, se analizaron alternativas de
corrección, obteniéndose:
 Remoción mediante excavación del terreno "Desquinche“
Cuando el tipo de terreno lo permite. Con el programa PLS CADD se determinó el
área infringida, y mediante el programa AUTOCAD CIVIL 3D LAND DESKTOP se
determinó el volumen de excavación necesaria (2,9% de vanos de la línea).

.
 Variante de Línea
En la zona del Cañón del Colca en que el conductor supera el límite térmico, se
analizó la alternativa de una variante de ruta, empleando el conductor Starling.
 Cambio de Conductores
Se analizó la alternativa de cambio de conductores por otros de mayor capacidad y
que presenten menores flechas como es el AEROZ. No resultó económico.

VARIANTE CAÑÓN DEL COLCA



VERIFICACION DE LA CAPACIDAD DE LAS CELDAS DE
SUBESTACIONES

 Deacuerdo a las condiciones de operación de la línea se tendrían las siguientes
corrientes en los equipos:

 Seencontró que no es necesario realizar cambio de los interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra y transformadores de corriente de las subestaciones, ya
que su capacidad actual es suficiente. Así mismo, que es necesario el cambio de los
bancos de condensadores serie de Cotaruse ya que su capacidad actual es 630 A.
 Las capacidades actuales de los equipos son:


Agenda

 OBJETIVO
Conductor


42

MEJORA DE CONFIABILIDAD POR DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

 El actual desempeño de las instalaciones de la Línea de Transmisión Mantaro–Socabaya
ha sido examinado sin hallar partes o componentes que propicien o sean por si mismas
la causa de las desconexiones por falla ante los impactos de rayo. El actual indicador de
la gestión operativa de la Línea, la coloca en el rango “Satisfactorio” de las Líneas en
220 kV, lo cual quiere decir que para el control de las desconexiones, solo cabe aplicar
medios verdaderamente eficaces.
 Elprincipal equipo para el control de las desconexiones por falla por rayo directo al
conductor, es el apartarrayos comercial para líneas eléctricas, también llamado
pararrayos o descargador, que se fabrica con elementos de material semiconductor y
con una cubierta ligera de polímero siliconado.
 Su aplicación debe estar orientada a asegurar la protección por derivación en tiempo real
de las corrientes del rayo desde el conductor hacia tierra, con mínimos efectos
intrínsecos debido a la dispersión de dichas corrientes en el suelo al pie de la estructura
con protección; es decir que:
 Las Puestas a Tierra deben presentar en lo posible, una Resistencia baja o
moderada (reglamentaria), con una componente de baja impedancia.
 Los electrodos de la Puesta a Tierra involucrada deben tener un entorno inmediato
de mínimo gradiente disruptivo (relleno conductivo húmedo).
 Las Puestas a Tierra de las torres adyacentes a una o a varias torres consecutivas
protegidas, deben tener moderada o baja Impedancia.


INCIDENCIA DE RAYOS EN LA RUTA DE LA LINEA

 De registros de zonas similares de amplitudes de
corriente de rayo y su distribución porcentual en la
mayor parte de su trayecto y que inciden sobre la
línea, se tiene:
Corriente Media de Rayo al 50%: 40 kA
Corrientes Bajas de Rayo al 90%: 10 kA
 De información referencial de ElectroPerú para
zonas similares, se infiere la posible incidencia de
rayos sobre la ruta:

Zona Torres Longitud IK
km días/año
Salida de Campo Armiño 001-071 40 55
Alturas de Huancavelica 072-176 49 60
Alturas de Ayacucho 177-284 57 55
Entrada zona Ayacucho 285-581 146 50
Alturas paso por Apurimac 582-694 54 50
Alturas entrada a Arequipa 695-932 100 45
Descenso Sierra Arequipa 933-1060 65 30
Llegada a lomas Arequipa 1061-1244 92 20


CARACTERISTICAS DEL SUELO EN LA RUTA DE LA LINEA

 A la salida de Campo Armiño el suelo es típico de cota media con alta resistividad.
 La ruta de alta cota de la línea también se caracteriza por su alta resistividad, debido a la
presencia del basamento rocoso aflorante, es decir poca disponibilidad de material
terroso fino y plástico que se requiere para facilitar la conducción eléctrica.
 En la mayor parte de la ruta de la Línea, con excepción de algunos puntos en nivel bajo,
se tiene un suelo de conglomerados compuesto por escasos limos y con predominancia
de materiales resistivos e inertes; a modo de cobertura extensa o dispersa se encuentra
el top-soil que se combina con vegetación menuda, pasto de auquénidos y matas de
paja (dificultoso para lograr una baja resistencia de dispersión en la ruta).

Suelos de Material Terroso Común Material Granulado Delgado Roca Monolítica o Fragmentada
Contienen algo de limos y arcillas pero Son típicos de las altas cotas, su Son típicos de las afloraciones del
con escasa sales; su espesor se va granulometría es similar al de las basamento rocoso en las cumbres, en
haciendo muy delgado a medida que se arenas finas y como tal son muy las parte alta de las gargantas o en las
va ascendiendo en las laderas de cerro permeables, tienen mínimos limos laderas altas de los cerros, no admiten
hasta llegar a la cumbre, allí puede arcillas y sales, según su ubicación la excavación, solo la limpieza para la
tener entre 0,2m a 0,5m pueden tener variados espesores. colocación de un electrodo plano, o la
Suelos llanos en cuencas o valles: de Suelos con Top-Soil Disperso: de 1000 incisión para la canalización de un
250 Ω.m a 500 Ω.m Ω.m a 2000 Ω.m conductor filiforme, en ambos casos
con una cobertura de relleno fraguable
Suelos de Ladera baja y suave de 500 Suelos de apariencia arenosa sin Top
Ω.m a 900 Ω.m Soil: de 2000 Ω.m a 5000 Ω.m Roca Monolítica o Fisurada de 5000
Ω.m a 10000 Ω.m
Suelos de Ladera alta y empinada: de Suelos con gravas angulosas sin Top
900 Ω.m a 1500 Ω.m Soil: de 5000 Ω.m a más Roca Fracturada Dispersa: de 10000
Suelos en cumbres o gargantas: de Ω.m a 15000 Ω.m
1500 Ω.m a más ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A. 45


MEDIDAS PARA EL CONTROL DE LAS DESCONEXIONES

 La tasa media de 0.93 desconexiones/100 km-año de la línea se ubica dentro de los
márgenes que normalmente se obtienen cuando el tamaño promedio de las estructuras
supera los 45m sobre la superficie del suelo, el ángulo de protección es de alrededor de
10° y la Resistencia de puesta a tierra oscila en torno a los 25Ω.
 Las alternativas de soluciones técnicas con la perspectiva de reducir la tasa a un nivel de
0,4 desconexiones/100km-año, considerando posibles desubicaciones o falta de
pararrayos en algunas fases y la probabilidad de 20% que siempre habrá de rayos que
llegan a las estructuras, superando la corriente crítica, con altas probabilidades de producir
fallas fase-fase (corto circuito) y minimizar las desconexiones anuales de la interconexión
por fallas simultáneas en los dos circuitos:
 Rediseño de los cables de guarda en las zonas con elevado nivel ceraúnico ,
incluyéndose la posibilidad de incluir un cable de guarda adicional.
 El Mejoramiento del Aislamiento del Conductor. Con el incremento de 2 elementos
aisladores en cada una de las cadenas de las Torres señaladas en el rango de cotas de
4500m a 5000m. Puede ser difícil su realización por las restricciones de los intervalos
de aire disponibles.
 El mejoramiento de la Impedancia de la Puesta a Tierra y como beneficio marginal,
de la resistencia de dispersión en las torres señaladas para tal fin, entre las que
cuentan aquellas que reciben el apartarrayos y las adyacentes.



MEDIDAS PARA EL CONTROL DE LAS DESCONEXIONES

 Elmejoramiento del equipamiento contra sobretensión impulsional en las fases
elegidas de cada torre de ambas líneas, se hace con apartarrayos mediante la
conexión directa a los conductores de fase en las estructuras seleccionadas por la
susceptibilidad a fallas con desconexión. Las fases que reciben la protección no son
todas, salvo que la susceptibilidad haya sido establecida en su máximo nivel. La falla
inversa en una fase, ocasionada por el rayo incidente en la torre, será derivada a
tierra por el apartarrayos previsto en dicha fase. La instalación de los Apartarrayos en
las fases de las líneas ha sido ampliada también a las torres que en el pasado fueron
objeto de mantenimiento por reemplazo de aisladores fogoneados.
 Resumen de aplicaciones para la Mejora de Confiabilidad por Descargas Atmosféricas

 En 210 Torres se deberá instalar 743 Pararrayos de Línea.
 En 291 Torres se prevé la mejora de la impedancia de PAT.
 En 281 Torres se prevé la mejora del Aislamiento, de preferencia por sobre la cota 4000 msnm.

Agenda

 OBJETIVO
Conductor


48

PRESUPUESTO Y CRONOGRAMA

• Se ha concordado con el MEM el addendum N°8 al Contrato BOOT, por un presupuesto
de inversión de USD 93,0 Millones, quedando compuesto de la siguiente manera:

• Asimismo, se ha acordado con el MEM establecer un monto fijo para la remuneración
por la operación y mantenimiento que asciende a USD 1’960,000 anuales, lo cual
significa un 2.1% respecto al Valor Estimado de Inversión.
• El plazo acordado con el MEM para implementar el proyecto es de 22 meses.
• El tiempo requerido para:
implementación del SVC+FSC+reactores es 22 meses
la remoción del terreno es 45 días.
la variante del Colca es 12 meses
la implementación de apartarrayos y mejora de PAT es 12 meses.


PRESUPUESTO Y CRONOGRAMA


Agenda

 OBJETIVO
Conductor


51

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

 Es posible incrementar la capacidad de transmisión de la línea de 220 kV Mantaro –
Cotaruse – Socabaya de 280 a 505 MVA en condiciones N-1.
 Se requiere la instalación en el subestación Socabaya de un SVC de 300 Mvar
capacitivos y 100 Mvar inductivo. Para tamaños menores de SVC se tiene el riesgo de
ingresar a la zona inestable luego de la apertura de cualquiera de las ternas Mantaro –
Cotaruse.
 Se requiere incrementar la capacidad y porcentaje de la compensación serie fija (FCS)
existente en la subestación Cotaruse como se indica a continuación:
a) De 50% a 65% de la reactancia inductiva de la línea Mantaro - Cotaruse y,
b) De 60 % a 65% de la reactancia inductiva de la línea Cotaruse – Socabaya.
c) Cambiar el banco de condensadores de 630 A a 1325 A (505 MVA).
También, en la subestación Cotaruse se requiere la instalación adicional de dos
reactores shunt de 50 Mvar cada uno.
 Para asegurar la capacidad de la línea de 505 MVA, cumpliendo las distancias de
seguridad según la normatividad, se requiere efectuar remoción mediante excavación
del terreno en el 2.9% de vanos y efectuar la variante en la zona del Cañón del Colca.
 Se requiere efectuar obras de mejoras para aumentar el desempeño de la línea de
transmisión ante descargas atmosféricas.


COMPENSACIÓN SERIE RECOMENDADA


ESTUDIOS REALIZADOS

1. Estudios del sistema 2. Estudios de interacción con el
de transmisión sistema circundante

1. Estudio flujo de carga 1. Estudio de estabilidad de pequeña señal
2. Estudio de estabilidad transitoria 2. Estudio de resonancia subsíncrona y armónicos
3. Estudio de estabilidad de tensión 3. Estudio de transitorios electromagnéticos
4. Estudio de cortocircuito

1. Dimensionar la compensación 1. Efectos colaterales de la compensación
2. Nueva capacidad de la línea 2. Determinar requerimientos protecciones y
automatismos

Especificación para la compra de:
- SVC - Compensación serie
- Reactores - Equipos asociados



Modelo ATP utilizado



RESULTADOS CASO II
Corrientes banco norte línea L-2052 Fase A Voltajes en las fases A, B y C

Sobrecorrientes sobre el banco de condensadores en p.u. Sobrevoltajes en p.u.

kV Máximo kV Máximo kV Máximo
Evento Corriente Máxima [p.u]
Evento Mantaro Cotaruse Socabaya
Energización de los bancos 1.05 [p.u] [p.u] [p.u]

Falla monofásica salida de Cotaruse (Fase A) 1.53 Energización de los bancos 1.03 1.16 0.75

Despeje falla monofásica (Fase A) 1.00 Falla 1Ø “A” salida de Cotaruse. 1.14 1.49 0.76
Despeje falla 1Ø Fase “A”. 1.05 1.37 0.76



 La implementación de un interruptor de puenteo de los bancos de compensación serie en
la S.E Cotaruse ayuda a que la corriente por éstos se reduzca en un 20% en nivel de
sobre-corriente, y en 8% las sobretensiones.
Esto tiene muchas ventajas ya que el MOV y el circuito amortiguador reducen la energía y
potencia que pasan por el capacitor serie dividiendo la onda de corriente y absorbiendo
prácticamente la mitad de la energía de la señal.
 Para los casos de energización de la línea en vacío del análisis estadístico se evidencia
que los reactores bajan los sobrevoltajes del sistema en un 11%.
 En el estado E2 (Compensaciones serie y shunt del lado norte fuera de servicio) los
transitorios se atenúan llegando a un valor de 152% en el nodo de envió de Cotaruse a
Socabaya; esta presenta una componente armónica de corta duración de 0.1s después de
la apertura de las líneas.
 Los sobrevoltajes por la doble falla son mas críticos en Cotaruse llegando a un valor de
1.5 p.u.
 Del re-cierre exitoso a la apertura definitiva del nodo de envió de Cotaruse a Socabaya,
línea L2054, la onda de voltaje alcanza a tener un contenido armónico muy leve de
aproximadamente de 5%.


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