Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022”

08/04/2012

Versión Preliminar

Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012

COES

ANTEPROYECTO 4

COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVAR EN

60 KV – SUBESTACIÓN PUCALLPA

Marzo - 2 012

Lima - Perú

ANTEPROYECTO “COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVAR EN 60 KV - SUBESTACIÓN

PUCALLPA”

INFORME FINAL

S.E. Shelby 50/10 kV

Anteproyecto: “Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – Subestación Pucallpa”

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ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

1.1 OBJETIVO 1.2 UBICACIÓN 1.3 ANTECEDENTES 1.4 ALCANCES DEL ANTEPROYECTO

2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA SUBESTACIÓN EXISTENTE

2.1 UBICACIÓN Y ACCESO DE LA SUBESTACIÓN

2.2 CONFIGURACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE PATIO

2.3 SISTEMA DE PROTECCIÓN, MEDICIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES 2.3.1 Sistema de Protección 2.3.2 Sistema de Medición 2.3.3 Sistema de Control

2.3.4 Sistema de Comunicaciones

2.4 SERVICIOS AUXILIARES

3. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES PROYECTADAS

3.1 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS 3.2 CRITERIOS DE DISEÑO EMPLEADOS 3.3 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPAMIENTO DE COMPENSACIÓN REACTIVA

3.3.1 EQUIPOS DE PATIO 3.3.1.1 Interruptores de potencia 3.3.1.2 Seccionadores 3.3.1.3 Transformadores de Corriente

3.3.1.4 Cuchillas de Puesta a Tierra

3.3.2 BANCO DE CAPACITORES

3.3.3 SISTEMA DE PROTECCIÓN, MEDICIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES 3.3.3.1 Sistema de Protección 3.3.3.2 Sistema de Medición 3.3.3.3 Sistema de Control

3.3.3.4 Sistema de Comunicaciones

3.3.4 SERVICIOS AUXILIARES

3.3.5 SISTEMA DE PÓRTICOS Y BARRAS

3.3.6 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

3.3.7 OBRAS CIVILES

4. PRESUPUESTO

5. CRONOGRAMA

6. LÁMINAS Y PLANOS

Anteproyecto: “Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – Subestación Pucallpa”

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INFORME FINAL

ANTEPROYECTO: “Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – Subestación Pucallpa”

11.. IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN

1.1 OBJETIVO

Desarrollo del Anteproyecto denominado: “Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – Subestación Pucallpa".

1.2 UBICACIÓN

El área del proyecto se ubica en la zona selva del Perú, departamento de Ucayli, Ciudad de Pucallpa.

1.3 ANTECEDENTES

El 25.02.2010, mediante del concurso COES Nº 01/2010 “SELECCIÓN DE CONSULTORES PARA EL DESARROLLO DE ANTEPROYECTOS DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN”, se seleccionó desde el punto de vista técnico a consultoras para la elaboración de Anteproyectos propuestos en el Plan de Transmisión.

El COES, como parte de sus funciones en el Marco del Reglamento de Transmisión, viene actualizando el Plan de Transmisión para el periodo (2013-2022) a fin de determinar los anteproyectos del Plan Vinculante (año horizonte 2018) cuyo inicio de ejecución se realiza dentro de la vigencia del Plan y los correspondientes al Plan Robusto al 2022.

En ese sentido, el 20.01.2012 el COES solicita a Priconsa el servicio de consultoría para el desarrollo del Anteproyecto “Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – Subestación Pucallpa”.

El COES alcanzó a Priconsa el Informe que Justifica la necesidad de compensación de 20 MVAR capacitivos. En dicho informe se indica que la línea de transmisión 220/138/60 kV Tingo María – Pucallpa REP – Yarinacocha – Pucallpa EUC tendría una capacidad límite de 47 MW en épocas de avenida por estabilidad de tensión y la demanda al año 2016 estaría en el orden de los 45 MW y 22 MVAR lo cual obliga a compensar la potencia reactiva para evitar despachar la CT de Aguaytía.

El martes 06.03.2012 se dió la reunión de revisión del presente documento en las oficinas del COES autorizándo la impresión de la Edición Final del Anteproyecto

1.4 ALCANCES DEL PROYECTO

El proyecto contempla la implementación de 01 banco de condensadores en la SE Pucallpa, el cual consta del siguiente equipamiento:

-01 celda de compensación en 60kV, de configuración simple barra.

-01 Banco de condensadores en 60kV de 20 MVAR, del tipo filtro.

-Sistemas complementarios: Protección, control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles.

El equipamiento mantendrá la compatibilidad del diseño de la subestación existente Pucallpa de propiedad de ISA-Perú.

22.. CCAARRAACCTTEERRÍÍSSTTIICCAASS GGEENNEERRAALLEESS DDEE LLAA SSUUBBEESSTTAACCIIÓÓNN EEXXIISSTTEENNTTEE

2.1 UBICACIÓN Y ACCESO DE LA SUBESTACIÓN

La subestación Pucallpa se ubica en el departamento de Ucayali, en la ciudad capital de Pucallpa, a aproximadamente 158 msnm y con coordenadas referenciales UTM WGS 84 zona 18L 542311E 9071453N.

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El acceso a la subestación es por la Av. Primavera, a la altura del kilómetro 10 de la carretera asfaltada Federico Basadre.

2.2 CONFIGURACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE PATIO

La subestación Pucallpa 138/60/10 kV cuenta con una configuración de simple barra tanto en el nivel de 138 kV como en el nivel de 60 kV. Actualmente la subestación cuenta con el siguiente equipamiento: En 138kV:

- 01 celda de línea a Aguaytía (L-1125) - 01 celda de transformación para autotransformador 138/60/10 kV - 01 celda de compensación para reactor de potencia de 8 MVAR

En 60kV: - 01 celda de línea a Yarinacocha (L-6674) - 01 celda de línea a futuro - 01 celda de transformación para autotransformador 138/60/10 kV

En 10kV: - 01 transformador de 10/0.4kV para Servicios Auxiliares. - 01 transformador zig-zag para puesta a tierra.

2.3 SISTEMA DE PROTECCIÓN, MEDICIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES

El edificio de control cuenta con gabinetes destinados a la protección, medición, control y comunicaciones de las celdas de línea, transformación y compensación de la subestación Pucallpa.

2.3.1 Sistema de Protección

En 138 kV, la celda de línea, la celda del autotransformador y la celda del reactor están protegidos bajo un esquema de protección principal y de respaldo, cuyas señales de tensión y corriente son tomadas de diferentes núcleos de los transformadores de tensión y de corriente. Esto permite, solo en el caso de la línea, el mantenimiento de uno de los sistemas de protección sin dejar el circuito fuera de servicio ni desprotegido. En 60 kV, la celda de línea cuenta con un esquema de protección por sobrecorriente, cuya señal de corriente es tomada del transformador de corriente asociado. Además, en ambos niveles de tensión, se cuenta con protección diferencial de barras.

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2.3.2 Sistema de Medición

Los controladores de bahía ubicados en los gabinetes del edificio de control, tienen implementadas las funciones de medida de tensión, corriente, energía activa y reactiva, potencia activa y reactiva y factor de potencia. Adicionalmente se cuenta con 03 contadores de energía en las líneas a Aguaytía y Yarinacocha y para la línea a futuro. Estos contadores son unidades de medida multifuncional programable con capacidad de registro horario y están instalados en el gabinete de medida y conectados al SAS (Sistema de Adquisición de Señales) desde la cual las señales son transmitidas al CSM (Centro de Supervisión y Maniobra) a través del sistema SCADA.

2.3.3 Sistema de Control

La subestación cuenta con 06 unidades de adquisición de datos llamados controladores de bahía, los cuales concentran la información de datos digitales y analógicos y controlan los elementos de la subestación tales como interruptores y seccionadores. En 138 kV, se cuenta con 01 gabinete para 03 controladores de bahía:

-01 controlador para la línea a Aguaytía -01 controlador para el reactor -01 controlador para el autotransformador lado 138 kV

En 60 kV, se cuenta con 01 gabinete para 02 controladores de bahía:

-01 controlador para la línea a Yarinacocha -01 controlador para la línea a futuro -01 controlador para el autotransformador lado 60 kV

La subestación tiene 04 niveles jerárquicos de operación (niveles 0, 1, 2 y 3): -Nivel 0 (Nivel Patio): Corresponde al mando que se ejecuta directamente desde los mecanismos de operación de los interruptores y seccionadores. Es un control local. -Nivel 1 (Controlador de bahía): Corresponde al mando de los equipos de la subestación desde los controladores de bahía ubicados en los gabinetes de control en la sala de control. -Nivel 2 (Computador de operación): Corresponde al mando de la subestación por medio del computador de operación en la interface hombre-máquina (IHM) del sistema de control coordinado, ubicado en la sala de control. -Nivel 3 (Centro de control CSM): Corresponde al mando desde el centro de supervisión y maniobra (CSM). Este modo es seleccionado por defecto cuando los niveles 0,1y2 se encuentran en remoto.

2.3.4 Sistema de Comunicaciones

La información obtenida en cada uno de los controladores de bahía es llevada al controlador general de la subestación a través de una red en fibra óptica en anillo redundante por medio del protocolo de comunicaciones Profibus FMS. El controlador general de la subestación se encarga de entregar la información a las computadoras de operación (IHM) y así permitir la supervisión y operación de la subestación desde el centro de Control.

2.4 SERVICIOS AUXILIARES

La subestación dispone de 01 transformador de SSAA 10,000/380/220 Vca, 100 kVA, cuyo devanado secundario se conecta al barraje de servicios auxiliares no esenciales en el gabinete de distribución. Como respaldo al sistema de servicios auxiliares se dispone de un grupo electrógeno de 50 kW que se conecta al barraje de servicios auxiliares esenciales en el gabinete de distribución. Las barras de servicios esenciales y no esenciales se conectan entre sí a través del interruptor de acople. Durante operación normal, es decir con el transformador de SSAA en operación, las barras de SSAA esenciales y no esenciales estarán acopladas. Ante la pérdida de la alimentación del transformador de SSAA, el interruptor de acople se abre y entra en operación el grupo electrógeno. Esta maniobra puede ser realizada por el equipo de transferencia automática, desde el computador de operación o desde el Centro de Supervisión y Maniobra (CSM).

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33.. DDEESSCCRRIIPPCCIIÓÓNN DDEE LLAASS IINNSSTTAALLAACCIIOONNEESS PPRROOYYEECCTTAADDAASS

3.1 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVA DE COMPENSACIÓN PROPUESTA POR EL COES

Como se indicó en los antecedentes el COES alcanzó a Priconsa el Informe que Justifica la necesidad de compensación de 20 MVAR capacitivos en el sistema de Pucallpa. En dicho informe se indica que la línea de transmisión 220/138/60 kV Tingo María – Pucallpa REP – Yarinacocha – Pucallpa EUC tendría una capacidad límite de 47 MW en épocas de avenida por estabilidad de tensión y la demanda al año 2016 estaría en el orden de los 45 MW y 22 MVAR lo cual obliga a compensar la potencia reactiva para evitar despachar la CT de Aguaytía. Priconsa recabó por parte de Electro Ucayali las demandas para el año 2011 y se validó la precisión de la proyección recibida por el COES para el año 2016 siguientes:

Carga Máxima Demanda Mínima Demanda

MW MVAR MVA cos φ MW MVAR MVA cos φ

SE Pucallpa EUC 10 kV 22 10.6 24.4 0.90 8.0 3.9 8.9 0.90

SE Parque Industrial 10 kV 8.1 3.9 9.0 0.90 4.2 2.0 4.7 0.90

SE Parque Industrial 22.9 kV 2.0 1.0 2.2 0.89 0.9 0.4 1.0 0.91

SE Yarinacocha 10 kV 7.8 3.8 8.7 0.90 3.0 1.5 3.4 0.89

Total 39.9 19.3 44.3 -- 16.1 7.8 17.9 --

Estas demandas tienen como punto de suministro la SE Pucallpa de ISA-REP con el siguiente equipamiento: - Autotransformador 138/60 kV con devanado de transformación adicional en 10 kV acoplado al lado

de 60 kV y de potencias máximas (OFAF) siguientes: 55 MVA en el devanado 138/60 kV y 18 MVA en el devanado en 10 kV.

- Además cuenta con un reactor de 8 MVAR en el lado de 138 kV. Por otro lado el COES indica que para el sistema incluyendo el nivel de 138 kV desde la SE Tingo María se requiere un nivel de compensación de 20 MVAR capacitivos en el lado de 60 kV (un solo banco) o 17 MVAR capacitivos en el lado de 10 kV (divididos en dos bancos) justificado por lo indicado anteriormente. a) Compensación Capacitiva en el Sistema de Distribución: Dado que los reactivos provienen del sistema de distribución, la compensación capacitiva debería obedecer al siguiente orden por cuestión de eficiencia técnica: 1° Compensación capacitiva fija distribuida en las redes de distribución primaria que estaría a cargo de Electro Ucayali e implicaría un análisis para determinar la cantidad de compensación en cada uno de los circuitos de cada una de las subestaciones de la concesionaria (SE Pucallpa, SE Parque Industrial y SE Yarinacocha). Esta alternativa es económica ya que implicaría un costo de 18 US$/kVAR instalado con la ventaja de mejora del perfil de tensiones y reducción de pérdidas técnicas (a nivel de distribución y transmisión). Por lo general estas inversiones son rentables y se pagan en menos de 3.5 años. 2° Compensación capacitiva concentrada y variable en los niveles de distribución de las subestaciones a cargo de Electro Ucayali e implicaría un análisis para determinar la cantidad de compensación y los niveles de variabilidad en cada una de las subestaciones. Esta compensación se define posteriormente a la compensación fija indicada anteriormente en caso sea necesario. 3° Si Electro Ucayali efectúa estas inversiones es posible que el Sistema Eléctrico 138/220 kV analizado por el COES pueda postergar la inversión de compensación requerida, más aún considerando que el análisis del COES ha tomado en cuenta la desconexión del reactor de 8 MVAR que tiene en barras de 138 kV. 4° Como conclusión se recomienda coordinar con Electro Ucayali para proceder con la ejecución de esta alternativa en lugar de la compensación propuesta en el Sistema de Transmisión.

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b) Compensación Capacitiva en el Sistema de Transmisión: 1° Se evalúa primero la compensación capacitiva en el transformador ubicado en la SE Parque Industrial de Electro Ucayali con dos dificultades: la primera es que se limita la capacidad del transformador a 16 MW, la segunda es que se rebasaría el factor de potencia límite para empresas distribuidoras. 2° La segunda posibilidad es de compensar en el devanado de 10 kV de la Subestación Pucallpa de ISA-REP. Para el año 2016, según el cuadro de demanda anterior, el devanado del autotransformador 138/60 kV de Pucallpa estaría suministrando 39.9 MW y 19.3 MVAR (demandas de Electro Ucayali) más el consumo propio del transformador y las pérdidas en las redes primarias con lo cual se configuraría una segunda restricción (la primera es la capacidad de transmisión por estabilidad de tensión) en el transformador de potencia en la SE Aguaytía ya que éste estaría trabajando prácticamente al límite de su capacidad de ventilación forzada; con lo cual si bien se resuelve el problema de no despachar la CT de Aguaytía en avenida se tendría que invertir en un segundo transformador de similares características que el existente en Pucallpa REP . Para esta posibilidad, se requeriría disponer un espacio lo suficientemente amplio para implementar 03 celdas en 10kV (01 celda para derivar la barra en 10kV y 02 celdas para implementar el banco 2x8.5MVAR). 3° La alternativa de compensar en 60 kV implica liberar los reactivos del transformador y éste trabajaría al 72.5% de su capacidad de transformación en ventilación forzada postergando la necesidad de inversión del segundo transformador en la SE Pucallpa. c) Conclusiones: Coordinar con Electro Ucayali para proceder con la ejecución de la compensación capacitiva en las redes de distribución primaria en las subestaciones Parque Industrial, Yarinacochas y Pucallpa EUC Si EUC no considera la compensación en sus redes se recomienda optar por la compensación en el lado de 60 kV. El comparativo se muestra en el presupuesto adjunto. ALTERNATIVAS EN 60 kV Para la instalación de la celda de compensación en el patio en 60 kV de la SE Pucallpa 138/60/10 kV, se cuenta con los siguientes espacios:

Alternativa I: Contigua al edificio de control y a las celdas de línea en 60kV.

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Alternativa II: Contigua a la vía de acceso y al enrejado de depósito de materiales.

La celda estaría enfrentada a las celdas de línea en 60 kV. Es actual área verde.

3.2 CRITERIOS DE DISEÑO EMPLEADOS

Los criterios de diseño empleados se rigen fundamentalmente por las Normas de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), las mismas que establecen los requerimientos en el desarrollo de la Ingeniería del proyecto.

Los niveles de tensión de la subestación Pucallpa son 138 kV, 60 kV y 10 kV, el nivel considerado para los trabajos del presente anteproyecto es 60 kV.

Para la coordinación del aislamiento en la subestación deberán ser consideradas las recomendaciones de la Norma IEC 60071 “Insulation Coordination”, la altitud sobre el nivel del mar de la instalación, las condiciones climáticas de la zona, el grado de puesta a tierra del sistema eléctrico, el nivel ceráunico de la zona y el grado de aislamiento de los equipos existentes. En virtud a ello, se han adoptado las distancias mínimas de seguridad usadas en la subestación y que corresponden a una tensión máxima de equipo de 72.5 kV y un nivel básico de aislamiento de 325 kVp, estas distancias son:

-Fase-Fase: 630 mm

-Fase-Tierra: 630 mm

De igual manera, el espaciamiento entre los equipos de la celda de compensación corresponden a los espaciamientos entre los equipos de patio existentes en 60 kV de la subestación.

3.3 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPAMIENTO DE COMPENSACIÓN REACTIVA

El equipamiento electromecánico de la compensación reactiva a instalar deberá ser apropiado para soportar las condiciones ambientales del área del proyecto, cumplirá con las recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), con los requerimientos del Código Nacional de Electricidad y de las Normas nacionales relacionadas, además del contrato de concesión de ISA REP para las características de los transformadores de medida. Las características finales y marcas de cada equipo serán definidas en la Ingeniería de detalle.

3.3.1 EQUIPOS DE PATIO

3.3.1.1 Interruptores de potencia Los interruptores de potencia serán uni-tripolares y con cámara de extinción en exafloruro de azufre (SF6). Estarán previstos para efectuar operación tripolar y podrán ser de mando monopolar con dispositivo de mando sincronizado. El sistema de mando será del tipo mecánico, con accionamiento por resortes.

3.3.1.2 Seccionadores Los seccionadores serán tripolares del tipo apertura central.

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El sistema de mando de las cuchillas principales será motorizado, pero permitirá también el accionamiento manual en caso de falla del sistema motorizado. Los seccionadores estarán equipados con dispositivos de bloqueo eléctrico para evitar operaciones incorrectas de los mismos.

3.3.1.3 Transformadores de corriente Los transformadores de corriente en 60 kV, serán del tipo columna y con doble relación en el primario. Estos transformadores serán de 04 arrollamientos secundarios, 01 para medición y 03 para protección.

3.3.1.4 Cuchillas de Puesta a Tierra Las cuchillas de puesta a tierra deberán soportar las corrientes de falla durante un tiempo especificado. Deberán cumplir los requerimientos de la norma IEC 60129 de seccionadores y cuchillas de puesta a tierra y responder a la IEC 60694 en lo que respecta a valores nominales y de ensayos. Los contactos móviles deben garantizar: -Alta presión de contacto para limitar el valor de la resistencia de contacto. -Operación deslizante para asegurar la autolimpieza de los contactos. -Facilidad para la reposición de piezas de contacto.

3.3.2 BANCO DE CAPACITORES

El banco de capacitores deberá tener una configuración en doble estrella (YY), con neutro aislado y su montaje se realizará en estructuras soportadas sobre aisladores instalados directamente sobre el piso, con protección de desbalance por corriente. El banco tendrá una potencia de 20 MVAR, a un nivel de tensión de operación de 60 kV y una frecuencia nominal de 60 Hz.

3.3.3 SISTEMA DE PROTECCIÓN, MEDICIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES

3.3.3.1 Sistema de Protección Tomando como referencia los “Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN” del COES, la detección de fallas en un banco de capacitores depende de sus conexiones trifásicas, siendo aceptadas solo las conexiones en simple estrella aislada y en doble estrella aislada que evitan corrientes homopolares y/o armónicas a través del banco, que son perjudiciales al equipo y al sistema. -Conexión en simple estrella aislada: Permite la detección de una sobretensión en las unidades, se requiere un relé de sobretensión (59N) para la medición de la tensión del corrimiento del neutro, dicho relé estará conectado a un transformador de tensión instalado entre el neutro del banco y tierra.

Conexión simple estrella aislada

-Conexión en doble estrella aislada: Permite la detección de una sobretensión en las unidades, se requiere un relé de sobrecorriente (51N) para la medición de la corriente entre los neutros de ambas estrellas, dicho relé estará conectado a un transformador de corriente instalado entre los neutros de ambas estrellas.

Conexión doble estrella aislada

Filtro de armónicos Para el suministro del banco de condensadores, en la Ingeniería de detalle se deberá realizar un estudio minucioso de los armónicos del sistema de potencia en 60kV, con mediciones de tensión y corriente antes y después de la instalación del banco, especialmente para los armónicos de orden 3º, 5º y 7º con el fin de determinar y seleccionar de forma óptima los filtros de armónicos que sean necesarios y/o las bobinas de amortiguamiento que permitan cumplir con los requisitos de la IEEE 519.

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Protección de desbalance Se utilizará la protección de desbalance de fases para protección de sobrecorrientes y desbalance del banco de condensadores, el sistema de protección estará adecuadamente protegido contra actuaciones erróneas por circulación de corrientes armónicas, esta protección deberá medir corrientes independientes con familias de curvas IEC y tiempo definido seleccionados por el usuario y en dos niveles de ajustes con temporizaciones independientes, un primer nivel de alarma y un segundo nivel de apertura. Protección de sobretensión y mínima tensión Ambas funciones, deberán poder temporizarse con tiempo definido o tiempo inverso y los ajustes de cada funcion con sus respectivos temporizadores deberán poder realizarse de manera separada aunque pueden ser comunes para las tres fases. La temporización se realizará en un rango de 0 a 60 seg como minimo. Los valores de puesta en trabajo serán ajustables como minimo entre 100% y 150% para la función de sobretensión y entre 40% y 80% para la función de mínima tensión. La función de sobretensión debe dar disparo mediante el relé de disparo maestro asociado al interruptor. La protección de mínima tensión solo se empleará para autorizar el cierre de los seccionadores de puesta a tierra y no dará alarma. La función debe tener al menos señalización para el sistema de control mediante contactos libres de tensión o enlace serial y para el registrador de fallas mediante contactos libres de tensión, además de una indicación de sobretensión, mínima tensión y relé indisponible en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico. Protección de sobrecorriente Esta protección debe ofrecer la posibilidad de seleccionar el tipo de característica de operación. Deberá contar con al menos 02 etapas para la operación. Al menos una de las etapas podrá seleccionarse y ajustarse tanto para tiempo definido como para la característica de tiempo inverso. La otra deberá ser de tiempo definido. Todas las funciones deben poseer reporte de eventos. La protección de sobrecorriente debe tener al menos señalización para el sistema de control mediante contactos libres de tensión o enlace serial y para el registrador de fallas mediante contactos libres de tensión, además de una indicación de disparo (unidades de fase y unidad de tierra), corriente, tiempo de operación y relé indisponible en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico. Relé de disparo maestro El relé de disparo deberá ser de reposición manual y eléctrica remota, de bajo consumo y con indicador de operación. Los contactors deben ser aptos para dar orden de disparo a los interruptores y se tendrá al menos uno para señalización al sistema de control y otro para señalización al registrador de fallas. 3.3.3.2 Sistema de Medición Se recomienda la utilización de medidores digitales multifunción con unidades de memoria y puerto de comunicaciones, integradas a la red de gestión de medición de energía de REP, con posibilidades de acceso remoto binen sea via telefónica, o alternativamente via redes de datos digitales. El tranformador de tensión existente en el lado de 60 kV del autotransformador servirá para la medición y protección de la celda de compensación. 3.3.3.3 Sistema de Control El equipamiento de la celda de compensación en 60kV deberá contar con control de Nivel 0 (cajas de mando de los equipos en el patio y enclavamientos minimos cableados), un gabinete de control y protección en el edificio de control con su respectivo cableado y la integración completa (hardware y software) de este control al control existente. El suministro requerido para el sistema de control será el siguiente: -01 gabinete para protección, medición y control de la celda de compensación -Fibra óptica y cables para la conexión de los nuevos controladores al sistema de control existente en la subestación, además del cableado desde el patio al gabinete. -Cableado de control asociado al nivel 0. -Ampliación y adaptación del control existente con el nuevo controlador. -Ingenieria de integración de los nuevos controladores al sistema de control existente (base de datos, integración a los centros de control, etc) 3.3.3.1 Sistema de Comunicaciones La información obtenida en los nuevos controladores de la celda de compensación deberán ser llevados al controlador general de la subestación a través de una red en fibra óptica en anillo redundante por medio del protocolo de comunicaciones Profibus FMS.

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3.3.4 SERVICIOS AUXILIARES

Para alimentar los sistemas de protección, control y mando de los equipos que forman parte de la compensación reactiva, se deberá contar con las tensiones 380/220 Vac y 110/48 Vdc del tablero de servicios auxiliares existente. Se considera que el transformador de servicios auxiliares cuenta con capacidad suficiente para alimentar actualmente las cargas para este proyecto.

3.3.5 SISTEMA DE PÓRTICOS Y BARRAS

La celda de compensación deberá contar con pórticos (estructuras metálicas de celosía) que permitan la adecuada conexión de la celda a la barra en 60 kV. Se conservará el conductor empleado en las barras y en las conexiones de los equipos existentes de la subestación.

3.3.6 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

La malla de puesta a tierra existente requerirá ser ampliada para la instalación de los nuevos equipos. Esta ampliación deberá conservar las mismas características de la malla de tierra existente.

3.3.7 OBRAS CIVILES

Las obras civiles asociadas al proyecto corresponden a las realizadas en el patio de llaves en 60kV y en el espacio donde se implementará la celda de compensación: -Excavaciones estructurales para construcción de cimentaciones de pórticos y equipos. -Concretos, acero y elementos metálicos para fundaciones de pórticos y equipos. -Cimentación para los bancos de condensadores. -Construcción de canaletas, las cuales serán de sección Tipo “U” y tendrán tapas en toda su longitud. En caso cruce una vía, podran ser embebidos en concreto con la suficiencia estructural para el tránsito de vehículos. Cabe señalar que la alternativa II requeriría el retiro de parte del enrejado existente destinado al depósito de materiales propios de la subestación, a fín de implementar la celda de compensación en ese lugar. Requerirá también un acabado de patio con grava de 10cm de espesor como mínimo en lo que es actual área verde.

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55.. CCRROONNOOGGRRAAMMAA

ID Nombre de tarea Duration

1 ANTEPROYECTO: "COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVAR EN 60KV - SUBESTACIÓN PUCALLPA"

544 days

2 ORDEN DE INICIO CLÁUSULA MEM 0 days3 PROCESO DE CONTRATACIÓN: DISEÑO, FABRICACIÓN, SUMIN ISTRO,

OBRAS CIVILES, MONTAJE, PUESTA EN SERVICIO140 days

4 Elaboración y publicación de pliegos 45 days5 Elaboración de ofertas 45 days6 Revisión de ofertas 30 days7 Adjudicación del contrato 5 days8 Ajuste, negociación y trámite de pólizas 15 days9 ESTUDIO DE POLUCIÓN ARMÓNICA PARA LA SUBESTACIÓN 75 days10 Proceso de contratación directa de estudio de polución armónica 30 days11 Estudio de polución armónica en la subestación 45 days12 EJECUCIÓN: CONTRATO DE DISEÑO, FABRICACIÓN, SUMINIS TRO, OBRAS

CIVILES, MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO329 days

13 Ingeniería de Detalle 90 days14 Diseño y fabricación de equipos de maniobra y banco capacitivo 120 days15 Transporte y entrega en sitio de equipos de maniobra y banco capacitivo 60 days

16 Diseño y fabricación de estructuras para equipos 90 days17 Transporte y entrega en sitio de estructuras para equipos 45 days18 ETAPA I: OBRAS CIVILES PARA ADECUACIÓN DE PATIO EN 60 KV 65 days19 Movilización y Campamento 20 days20 Limpieza y Remoción de la grava existente 5 days21 Excavaciones y llenos estructurales para fundaciones de equipos y

pórticos15 days

22 Construcción de fundaciones para equipos y pórticos 15 days23 Fraguado de fundaciones para equipos y pórticos 15 days24 Construcción de ductos y canaletas 20 days25 ETAPA II: INSTALACIÓN DE MALLA DE TIERRA PROFUNDA Y COLAS DE

TIERRA130 days

26 Excavaciones para malla de tierra 10 days27 Tendido de cable y soldado de malla de tierra 5 days28 Relleno de zanjas de malla de tierra 5 days29 Instalación de colas de tierra para equipos 5 days30 Restitución de grava 3 days31 Armado de pórticos 15 days32 ETAPA III: MONTAJE DE EQUIPOS 76 days33 Montaje de estructuras para equipos y pórticos 20 days34 Montaje de equipos de maniobra 20 days35 Montaje de banco capacitivo 10 days36 Conexionado de alta tensión 5 days37 Montaje de gabinetes de control y protección 5 days38 Cableado de control y fuerza 30 days39 Conexionado a barra en 60 kV 1 day40 ETAPA IV: CABLEADO DE CONTROL 13 days41 Conexionado de equipos de patio a sala de control 10 days42 Pruebas de cableado de control 1 day43 Pruebas de relés de protección 2 days44 ETAPA V: PUESTA EN SERVICIO 15 days45 Pruebas individuales y funcionales de celdas en 60 kV 10 days46 Pruebas individuales y funcionales de celda de compensación 5 days

12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07Year 1 Year 2

Tarea

Hito

Resumen

Tarea resumida

Hito resumido

Progreso resumido

División

Tareas externas

Resumen del proyecto

Agrupar por síntesis

Progreso

Fecha límite

ANTEPROYECTO: "COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVAR EN 60 KV - SUBESTACIÓN PUCALLPA"CRONOGRAMA

Proyecto: Cronograma.mpp

Anteproyecto: “Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – Subestación Pucallpa”

COES PRICONSA

44.. PPRREESSUUPPUUEESSTTOO

Instalación de Banco Capacitivo 20 MVAR en 60 kVC O S T O

ITEM. DESCRIPCIÓN METRADO UNITARIO TOTAL

Nº Unidad Cantidad US$ US$

1.1 Celda en 60 kV Cjto 1.0 200,000 200,000

Interruptor de Potencia Uni-Tripolar

Seccionador de barra

Seccionador de puesta a tierra

Transformador de corriente

1.2 Banco de condensadores 20 MVAR Cjto 1.0 400,000 400,000

1.3 Filtro (Reactancia de amortiguamiento + transformador de corriente de desbalance) Cjto 1.0 30,000 30,000

630,000.0

113,400.0

743,400.0

Alternativa: Banco Capacitivo 2x8.5 MVAR en 10 kVC O S T O

ITEM. DESCRIPCIÓN METRADO UNITARIO TOTAL

Nº Unidad Cantidad US$ US$

1.1 Celdas en 10 kV Cjto 3.0 60,000 180,000

01 celda para derivación de barra 10 kV

02 celdas para banco capacitivo 2x8.5 MVAR

1.2 Banco de condensadores 8.5 MVAR Cjto 2.0 170,000 340,000

1.3 Filtro (Reactancia de amortiguamiento + transformador de corriente de desbalance) Cjto 1.0 30,000 30,000

1.4 Obras civiles para albergar celdas de MT Gbl 1.0 20,000 20,000

570,000.0

102,600.0

672,600.0

IGV (18%)

Inversión total + IGV

ANTEPROYECTO "COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVAR EN 60 KV - SUBESTACIÓN PUCALLPA"

PRESUPUESTO REFERENCIAL

Inversión total

IGV (18%)

Inversión total + IGV

Inversión total

Anteproyecto: “Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – Subestación Pucallpa”

COES PRICONSA

66.. LLAAMMIINNAASS YY PPLLAANNOOSS