PROYECTO DE REFUERZO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINTAYA-SOCABAYA 220 kV

PROYECTO DE REFUERZO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
TINTAYA-SOCABAYA 220 kV
CONTENIDO DEL INFORME
1
OBJETIVO Y ANTECEDENTES
2
ALCANCE DEL SERVICIO
3
PLANTEAMIENTO DE DESARROLLO DEL PROYECTO
4
DESCRIPCIÓN DE LAS OPCIONES DE DESARROLLO DEL SISTEMA
INTERCONECTADO SUR (SIS)
4.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
4.2 SUBESTACIONES
5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6
IMPLEMENTACIÓN DEL PROYECTO
ANEXOS:
ANEXO 1: Rutas de las Líneas de Transmisión y torres típicas.
2
DETERMINACIÓN DE LA CONFIGURACIÓN Y CARACTERÍSTICAS
BÁSICAS DEL PROYECTO REFUERZO DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN TINTAYA-SOCABAYA 220 KV
1
OBJETIVO Y ANTECEDENTES
Lahmeyer Agua y Energía S.A. ha recibido el encargo de prestar servicios profesionales
especializados en coordinación con la DGE del Ministerio de Energía y Minas , para el
desarrollo de los estudios relacionados a la determinación de las características y prediseño
de las líneas de transmisión que forman parte del proyecto Refuerzo del Sistema de
Transmisión que enlaza los subsistemas Sur Este y Sur Oeste del SEIN.
Este Proyecto formará parte del Plan Transitorio de Transmisión del Perú como parte del
sistema garantizado de transmisión (SGT).
Para la configuración del indicado proyecto se ha formulado la alternativa de instalar una
línea en 220 kV entre las subestaciones de Tintaya y Socabaya paralela a la línea existente
de 138 kV.
2
ALCANCE DEL SERVICIO
Las actividades desarrolladas por el Consultor han sido las siguientes:
a)
Establecer conjuntamente con el personal de la DGE los alcances del Proyecto.
b)
Análisis del sistema eléctrico del proyecto a fin de determinar los requerimientos del
número de circuitos, refuerzo del sistema de transmisión asociado, equipamiento de
compensación y confiabilidad de suministro N-1.
c)
Establecer, con los especialistas de líneas de transmisión y subestaciones, las
características y metrados de las instalaciones del Proyecto. Se debe considerar
que el nivel de detalle del anteproyecto corresponde a un estudio de pre factibilidad.
d)
Determinar los costos de inversión, considerando las condiciones en las que se
implementará El Proyecto, los precios de mercado actual para suministros y
equipos puestos en el lugar de la obra, estimados de montaje y obras civiles,
estimados de compensaciones por servidumbre, requerimientos de áreas de
terrenos, infraestructura necesaria, tributos, gastos de ingeniería y supervisión,
gastos de gestión y otros gastos directos e indirectos. El IGV, cuando sea aplicable,
será consignado por separado.
e)
Elaborar el presupuesto base del Proyecto y un cronograma de desembolsos.
3
3.
PLANTEAMIENTO DE DESARROLLO DEL PROYECTO
La configuración del proyecto plantea la posibilidad de atender la carga minera de la zona
sur y toma en cuenta la generación futura en la zona sur oeste. Esta zona está concebida
como un gran centro de interconexión donde convergen la potencia y energía eléctricas
generadas por las centrales hidroeléctricas del aprovechamiento hidroeléctrico del río San
Gabán y de la CH Pucará en 220 kV; y también como punto de interconexión con el sistema
eléctrico de 138 kV del Cuzco. Desde este punto se despachará la energía para atender la
demanda eléctrica de Tintaya, Arequipa y Moquegua.
Se formula la siguiente opción para el sistema de interconexión que permitirá atender la
demanda proyectada de la zona de Tintaya y Socabaya y evacuar la energía generada por
las futuras centrales hidroeléctricas del sur del SEIN.
Para el enlace Socabaya - Tintaya se considera un Patio de Llaves de 220 kV en cada SE
conectadas con dos circuitos de 200 MVA de capacidad nominal, el numero de conductores
por fase será determinado por la Sociedad Concesionaría.
4
DESCRIPCIÓN DE LA OPCION DE DESARROLLO DEL SISTEMA
INTERCONECTADO SUR (SIS)
Para la evaluación del desarrollo del proyecto, dadas las distancias involucradas, el flujo de
potencia a transmitirse y a los voltajes exitentes se considera solo el voltaje de 220 kV .
4.1
4.1.1
LINEAS DE TRANSMISION
Rutas de las líneas de transmisión
Ver en el Anexo 1, realizado sobre plano a escala 1:500:000 la ruta del proyecto propuesto.
Las ruta a continuación detallada ha tratado de recorrer lo más paralelamente posible a la
carretera, caminos y trochas según lo indicado en los planos viales del MTC de los
departamentos de Arequipa y Cuzco. Adicionalmente los profesionales que han participado
de la elaboración de este documento han tenido oportunidad de recorrer gran parte de estas
rutas y visitar las subestaciones de Socabaya y Tintaya. Como se explica más adelante a
este nivel de estudio se asume un conductor ACSR Curlew para la mayoría de los recorridos
salvo algunos tramos que se indican en cada caso.
4.1.1.1 Línea Tintaya- Socobaya
Este recorrido es de 207,6 km se y será paralelo a la línea existente de 138 kV que va de
Combapata hasta Socabaya pasando por Tintaya. Sin embargo en Tintaya se debe apartar
de la línea existente 138 kV, para luego continuar a Callalli vía Suckuytambo por tener un
recorrido de menor altitud y menos expuesto a la formación de manguito de hielo como
sucede actualmente por el recorrido de la linea existente. A partir de Callalli se continuará
paralelo a la línea 138 kV Callali- Santuario – Socabaya. El nivel ceraúnico promedio de
esta ruta es de 40.
4
Las longitudes correspondientes son:


2000 a 4000 msnm. :
Mas de 4000 msnm. :
Total
:
177,6 km.
30,0 km.
207,6 km.
4.1.2 Selección del Conductor de las líneas de 220 kV
En el caso de la línea de 220 kV Tintaya-Socabaya, debido a la alta probabilidad de
formación de manguitos de hielo apreciables se considera el mismo conductor utilizado en la
línea existente de Montalvo a Puno que es el ACSR Curlew y para las líneas de 220 kV que
superen los 4500 msnm o que estén expuestos a zonas con presencia de agua estancada
como sucede en las zonas denominadas tundra subtropical y que esté comprendida entre
los 4000 y 4500 msnm se considera el conductor ACSR Pheasant los cuales tienen las
siguientes características:
DESCRIPCION
Sección (mm2)
Diámetro (mm)
Peso lineal (kg/m)
Composición (hilos): de AAC
de Acero
Tiro de rotura: (daN)
Resistencia (ohm/km DC a 20 ºC)
Coef de dilatación lineal (ºC-1)
Módulo de elast final (kg/mm2)
ACSR Curlew
523,7(AAC)
31,62
1,979
54
7
16269
0,0542
0,0000193
7 000
ACSR Pheasant
644.5
35,09
2,434
54
19
19777
0,0443
0,0000194
7000
Cabe hacer notar que el conductor Curlew para 4500 msnm y 75ºC permite llevar como
ampacitancia hasta 320 MVA por circuito en 220 kV.
A la luz de costos recientes se puede establecer que es posible utilizar un conductor ACAR
1100 MCM 24/13 en lugar del Curlew , sin embargo se considera que un análisis técnicoeconómico en una etapa posterior debe establecer la mejor opción.
4.1.3
Selección del Aislamiento de las líneas de 220 kV
Para 220 kV se adoptan según la IEC los siguientes niveles básicos para altitudes menores
a 1000 msnm:
Tensión máxima de operación
Tensión nominal a la sobretensión de maniobra
Tensión nominal a la sobretensión atmosférica
:
:
:
245 kV
460 kV
1050 kV
5
A este nivel de voltaje queda demostrado que tanto para los 2500 msnm como para los 4500
msnm el aislamiento determinante para los aisladores Standard (146 mm de altura por 254
mm de diámetro) corresponde a la sobretensión atmosférica teniendo en cuenta distancias
de aire con aisladores con descargador y anillo de campo. Así se tienen los siguientes
resultados realizando las correcciones por altitud en cadenas de suspensión considerando
aisladores de vidrio:
17 aisladores hasta 2500 msnm
19 aisladores hasta 3500 msnm
21 aisladores hasta 4500 msnm
23 aisladores > 4500 msnm
La carga de rotura de estos aisladores debe ser de 120 kN, sin embargo con la utilización
del conductor ACAR es posible utilizar aisladores de menor carga de rotura al menos para
las cadenas de suspensión.
Para el caso de aisladores de anclaje se utiliza dos unidades adicionales por cadena.
En el caso de las distancias fase-masa para la cadena de aisladores de suspensión en la
torre se determina realizando las correcciones por altitud, presencia de las otras crucetas la
distancia preliminar fase - masa, etc lo cual da lo siguiente:
DISTANCIA POR SOBRETENSIONES
FASE-MASA
ALTITUD 4000 msnm
Angulo de oscilación para s. atmosférica 10 º
Distancia fase –masa para s. atmosférica 3,1m
Angulo de oscilación para s. maniobra
30 º
Distancia fase-masa por s. maniobra
1,3 m
Angulo de oscilación por s. frec. Ind
60º
Distancia fase-masa a frec. Industrial
0,5m
ALTITUD 4750 msnm
10º
3,4 m
30º
1,5 m
60º
0,6 m
Para las líneas de 220 kV se consideran a este nivel de estudio las mismas configuraciones
típicas de las torres existentes de la primera, segunda y tercera etapa del Mantaro cuyas
dimensiones básicas se aprecian en los planos RIS-02 y RIS-03 del Anexo 2.
4.1.4
Otras características de las líneas
Las torres de 220 kV llevarán un cable de guarda de AºGº 68 mm2, tipo EHS y un cable
OPGW de 24 FO a fin de llevar todo el sistema de telecomunicaciones y teleprotección
diferencial de línea por un lado y para poder soportar apropiadamente los niveles de
cortocircuito por otro lado.
Las fundaciones serán de concreto armado para los suelos sueltos y terrenos duros,
debiendo utilizarse fundaciones tipo pilote para las zonas rocosas. Las fundaciones de
parrilla de acero galvanizado se reservarán donde no exista acción alcalina o ácida del
suelo. Las Pampas de Arequipa tienen características salitrosas por lo que es preferible
prescindir de este tipo de fundación en estas zonas.
6
La puesta a tierra debe cumplir valores menores a 15 ohms , pero en las zonas de altas
resistividades ( a partir de 1000 ohms) y en zonas rocosas donde no es posible llegar de
manera práctica a estos valores se debe utilizar puestas a tierra capacitivas con un valor de
50 mF a fin de reducir el back flashover que pueda ser provocado por una descarga
atmosférica en el cable de guarda o en la torre.
4.2
SUBESTACIONES
Como ya se ha precisado, se ha evaluado el equipamiento para la ampliación de
subestaciones existentes de 220 kV en el Sur del país, que permitirán evacuar y transportar
a los principales centros de consumo la potencia y energía eléctrica generada por las
Centrales Hidroeléctricas.
Con excepción de la subestación existentes Socabaya, todas las subestaciones restantes,
nuevas y existentes se encuentran instaladas sobre un promedio de los 4 000 msnm;
situación que influirá sobre el nivel básico de aislamiento (BIL) de los equipos, y esto último
sobre el costo de los mismos.
4.2.1
ENLACE LT TINTAYA - SOCABAYA
4.2.1.1
SE Tintaya 220 kV
SE Tintaya Nueva 220 kV
Esta subestación estará ubicada cerca de la actual SE Tintaya existente, y situada a una
altura entre los 4 000 y 4 150 msnm.
La ubicación final de esta subestación debera ser definida por la Sociedad Concesionaria.
Sin embargo es necesario tener presente que esta instalación tendrá dos niveles de tensión
(138 y 220 kV) y que deberá preverse con los espacios necesarios para contener un banco
trifásico de transformación (auto-transformador 220/138 kV) y posible compensación
reactiva (reactores) en las alternativas que se requiriese.
Esta subestación se interconectará con la SE Tintaya Existente a través de un banco de
220/138 kV ubicado en Nueva Tintaya y una línea corta de aproximadamente 0,6 km en 138
kV. La configuración de conexiones en los patios deberá ser:
220 kV
Doble barra
138 kV
Conexión directa a la línea
Esta subestación estará preparada para contener las siguientes celdas en 220 kV:







1 celda para la conexión al autotransformador a 220/138 kV
2 celdas para la línea hacia la SE Socabaya (*)
2 celdas para conexión a dos reactores de 20 MVAR cada uno.(*)
1 celda para acoplamiento de barras
1 autotransformador de 125 MVA, 220/138/22.9 kV (*)
2 reactores de 20 MVAR, 220 kV (*)
1 celda línea-transformación 138 kV para el enlace con la Subestación Tintaya Existente
(*) En esta etapa solo se considera el equipamiento indicado..
7
SE Tintaya Existente 138 kV
Esta subestación es existente y está ubicada a 4 060 msnm, en el borde nor-este del área
de explotación de la Mina Tintaya y rodeada de instalaciones procesadoras de mineral; a
pesar de esta situación cuenta con los espacios suficiente para ampliar el patio de Llaves de
138, y, en principio, podría albergar además de la bahía de adicional de 138 kV, también
podría contener al auto-transformador de 220/138 kV.
El enlace entre Tintaya Nueva y Tintaya Existente, sera mediante una linea corta de 138 kV,
siendo el equipamiento en 138 kV el siguiente:

1 celda de 138 kV.
4.2.1.2
SE Socabaya 220 kV
Esta subestación es existente y esta ubicada al sur de Arequipa y a unos 1 300 m al sureste de la localidad de Socabaya, ya 2 382 msnm; con los espacios suficiente para ampliar
el Patio de Llaves de 220 kV y puede albergar las ampliaciones requeridas.
El sistema de conexiones de barras existente es el de doble barra. El equipamiento estará
constituido por lo siguiente:

2 celdas para la línea hacia la SE Tintaya Nueva
4.2.2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES
El nivel de tensión más adecuado para el Proyecto Tintaya – Socabaya es 220 kV con una
tensión máxima de servicio de 245 kV. Sin embargo deberá tenerse muy en cuenta que
únicamente la subestación Socabaya se ubica alrededor de los 2 300 msnm; el resto de las
subestaciones nuevas y existentes se ubican, en promedio, por los 4 000 msnm.
El diseño de las subestaciones, fabricación, transporte, pruebas y puesta en servicio de los
equipos y de las mismas subestaciones deberán cumplir con las recomendaciones y
exigencias establecidas en la normas, principalmente en la ANSI/IEEE e IEC.
En principio el equipamiento de alta tensión será del tipo convencional, para instalación al
exterior; sin embargo podrá aceptarse equipamiento encapsulado en gas SF6 (GIS), o del
tipo híbrido para instalación al exterior, siempre que cumplan los requerimientos de tensión,
aislamiento, corriente y sismicidad que se indican más adelante.
4.2.2.1


Niveles de Protección
Línea de fuga
Protección contra descargas atmosféricas; clase
25
3
mm/kV
Los niveles de aislamiento exterior de los equipos (bushings, aisladores, etc,) deberán ser
corregidos para alturas superiores a 1 000 msnm.
8
Todas las distancias eléctricas: conductor-estructura, fase-tierra, etc.; deberán cumplir con lo
establecido en las normas ANSI/IEEE - IEC.
Corona
Todos los elementos de conexión externa de los equipos: bornes, conectores, grapas, etc.,
deberán haber sido diseñados y fabricados para eliminar el efecto corona y ruido de acuerdo
con lo establecido en las normas. Los conductores de conexión entre equipos deberán ser
diseñados para eliminar el efecto corona.
4.2.2.2
Niveles de Tensión y Aislamiento
Todo el nivel de aislamiento del equipamiento deberá se calculado a la altura final de las
subestaciones teniendo en cuenta los factores de corrección de la norma ANSI/IEEE.






Nivel de 138 kV
Tensión nominal
Máxima tensión de servicio
Resistencia a tensión de impulso 1.2/50
Resistencia a sobretensión a 60 Hz.
Nivel de 245 kV
Tensión nominal
Máxima tensión de servicio


Resistencia a sobretensión a 60 Hz.
138
145
650
275
kV
kV
kVpico
kV
220
245
950
395
kV
kV
kVpico
kV
Estos niveles de aislamiento (BIL) deberán ser corregidos para la altura real de instalación
de cada subestación; para esto deberá aplicarse las correcciones prevista en la norma
ANSI/IEEE Std. C37.30-1992.
Para los equipos a instalarse en todas las subestaciones, con excepción de las SS.EE.
Moquegua y Socabaya que se encuentran en un nivel más bajo, deberá considerarse un
solo BIL normalizado.
4.2.2.3
Niveles de Corriente
Todos los equipos de alta tensión: maniobra (interruptores y seccionadores), medición y
protección, a efectos de soportar los requerimientos de esfuerzos por corto circuido y
capacidad de resistencia térmica, deberán cumplir con las siguientes características, de
acuerdo con la norma:
245 kV
Corriente nominal
2 000 A
Capacidad de ruptura simétrica de corta duración 40
kA
Capacidad de ruptura
104
kApico
145 kV
1 200 A
31.5 kA
82
kApico
Los interruptores de conexión de los reactores deberán cumplir con la norma IEEE Std.
C37.015 relacionada con los requerimientos de cierre y apertura de corrientes.
9
4.2.2.4
Sismicidad
Las subestaciones y patios de llaves, y equipos que las componen y constituyen deberán
cumplir con los requerimientos sísmicos establecidos en la norma IEEE Std. 693-1997, y
resistir los siguientes esfuerzos:
Aceleración horizontal
Aceleración vertical
Calificación sísmica
4.2.2.5
0.5 g
0.25 g
Alta, de acuerdo con la norma.
Transformación
En las alternativas para interconectar el sistema proyectado de 220 kV con el sistema
existente de 138 kV se emplearán auto-transformadores trifásicos de 220/138 kV. El grupo
de conexión de los auto-transformadores será en estrella (Y), neutro sólidamente puesto a
tierra, y también tendrán, además, un devanado terciario en 22.9 kV con conexión en Delta
con bornes accesibles, para compensación de armónicas.
Los auto-transformadores tendrán, en principio, regulación en vacío; sin embargo su
definición deberá estar respaldada por los resultados de los estudios de pre-operatividad y
de operatividad.
Se prevé que el sistema de refrigeración del auto-transformador debiera ser con circulación
de aceite forzada y el aceite será refrigerado por agua (OFWF) con la finalidad de reducir
dimensiones y pesos. Los estudios deberán determinar el sistema de refrigeración y las
características técnicas más adecuadas.
La capacidad de transformación en SE Tintaya Nueva 220/138 kV será de 125 MVA.
4.2.2.6
Compensación Reactiva Inductiva - Reactores
En algunas subestaciones y conectados a las barras de 220 kV, habrá necesidad de instalar
compensación reactiva (reactores) en derivación, y con el neutro sólidamente puesto a
tierra.
Los reactores en SE Tintaya Nueva serán de 20 MVAR de capacidad, estas inductancias
serán controladas por el automatismo del control y protección, y sincronizadores de
maniobra de interruptores para la conexión y desconexión de inductancias con fines de
regulación de tensión.
4.2.2.7
Celdas de 220 kV
El equipamiento de las celdas para conexión a líneas de 220 kV sera del tipo:




Convencional, al exterior
Pararrayos
Transformador de Tensión capacitivo
Trampa de Onda, solo para líneas.
Seccionador de Línea con cuchillas de tierra
10
Transformadores de corriente
Interruptor de operación uni-tripolar
Seccionador de barras



4.2.2.8
Celdas de 138 kV
El equipamiento de las celdas para conexión a líneas de 138 kV será del tipo convencional,
instalado al exterior y similar a los equipos existentes

Pararrayos

Transformador de Tensión capacitivo

Trampa de Onda; solo para línea.

Seccionador de Línea con cuchillas de tierra; solo para línea.

Transformadores de corriente

Interruptor de operación uni-tripolar. Para el reactor es de operación tripolar
sincronizado.

Seccionador de barras
4.2.2.9
Telecomunicaciones
Se deberá contar con un sistema de telecomunicaciones principal y secundario en
simultáneo y no excluyentes, más un sistema de respaldo en situaciones de emergencia,
que permitan la comunicación permanente de voz y datos entre las subestaciones, basado
en fibra óptica, satelital y onda portadora.
4.2.2.10
Servicios Auxiliares
En corriente alterna será 400-230 V, 4 conductores, neutro corrido, para atender los
servicios de luz y fuerza de la subestación, normales. Las subestaciones intermedias
deberán contar con un grupo diesel de emergencia para atender la carga completa de la
subestación.
En corriente continua será 110 – 125 V cc, para atender los servicios de control y mando de
la subestación.
Para telecomunicaciones se empleará la tensión de 48 V cc.
Los servicios de corriente continua serán alimentados conjuntos dobles de cargadores
rectificadores individuales 380 V, 60 Hz, a 110 Vcc y a 48 Vcc, respectivamente, con
capacidad cada uno para atender todos los servicios requeridos y al mismo tiempo la carga
de sus respectivos bancos de acumuladores (baterías).
4.2.2.11
Control
Los tableros de protección y medición estarán ubicados al lado de cada bahía de conexión y
se conectarán por fibra óptica radial hasta la Sala de Control.
Se preverán los siguientes niveles de operación y control:


Local
Remoto automático desde
manual, sobre cada uno de los equipos
la sala de control de la subestación
un centro de control remoto a la subestación
11
Las subestaciones nuevas deberán contar con un sistema de vigilancia y seguridad externo
e interno que permitan controlar permanentemente internamente y desde un centro de
control remoto la operación de la subestación.
Las subestaciones estarán integradas a un sistema SCADA para el control, supervisión y
registro de las operaciones en la subestación. Para esto se deberá diseñar un sistema
automático de control que cumpla con los últimos sistemas tecnológicos y de acuerdo con el
protocolo establecido en la norma IEC 61850.
4.2.2.12
Protección y Medición
La protección del sistema de transmisión de refuerzo deberán contar con sistemas de
protección primaria y secundaria sin ser excluyentes, a menos que se indique lo contrario.
Líneas
La protección de las líneas estará basada en una protección primaria y secundaria del
mismo nivel y sin ser excluyentes, y protección de respaldo, entre otros, los siguientes.



Protección primaria
Protección secundaria
Protección de respaldo
relés de distancia
relés de corriente diferencial
relés de sobrecorriente
relés de sobrecorriente direccional a tierra
relés de desbalance
relés de mínima y máxima tensión
relé de frecuencia
Todas las líneas deberán contar con relés de recierre monofásico coordinados por el
sistema de teleprotección que actúen sobre los respectivos interruptores ubicados a ambos
extremos de la línea.
Autotransformadores y Reactores
Los autrotransformadores y reactores deberán contar con la siguiente protección, entre
otros:


Protección principal
Protección secundaria
4.2.2.13
relés de corriente diferencial
relé de bloqueo
relé de sobrecorriente
relé de sobrecorriente a tierra
Malla de Tierra
Todas la subestaciones nuevas deberán contar con una malla de tierra profunda que
asegure al personal contra tensiones de toque y de paso. Al mismo tiempo la malla de tierra
deberá permitir la descarga segura a tierra de las sobretensiones de origen atmosférico sin
que los equipos instalados sean afectados.
12
A la malla de tierra se conectarán todos los elementos sin tensión de todos los equipos.
Todas las subestación contarán con blindaje contra descargas atmosféricas.
4.2.2.14
Obras Civiles
Todas subestaciones deberán contar con un cerco perimétrico de ladrillos con protección
por concertina y portones de ingreso.
Interiormente deberán contar con vías y facilidades de transporte para el mantenimiento y
construcción de ampliaciones futuras.
Se preverá un edificio o sala de control que alojará a los sistemas de baja tensión, control
centralizado local y comunicaciones.
Las subestaciones nuevas deberán prever las obras sanitarias necesarias cuando se
requieran.
Todas las subestaciones contarán con un sistema de drenaje interno para la evacuación de
las aguas pluviales y un sistema de drenaje externo para evitar el ingreso de agua de lluvia.
Las plataformas de las subestaciones tendrán una pendiente del 2% para el drenaje interno.
5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Del analisis de las alternativas estudiadas por el Consultor se concluye que la alternativa 1
es la más recomendable y de mayor flexibilidad así como de mayor confiabilidad.
La implementación de la Alternativa 1 se realizaría en una primera etapa, tal como se
describe a continuación:
Etapa I: Consistente en una LT 220 kV Tintaya-Socabaya, con las subestaciones asociadas,
con entrada en operación para el año 2011.
5.2 RECOMENDACIONES
En la implementación de las Subestaciones 220 kV, se recomienda, tanto para las
ampliaciones como para las nuevas Subestaciones utilizar la configuración Doble Barra,
para lo cual deberá preverse, en la ingeniería de detalle, los espacios necesarios para
ejecutar las ampliaciones respectivas.
La llegada de las 2 ternas en 220 kV a Socabaya requiere de un estudio de ruta muy
cuidadoso puesto que la SE Socabaya ya está siendo rodeada por zonas urbanas.
13
6
IMPLEMENTACION DEL PROYECTO
6.1 DESCRIPCIÓN DEL ALCANCE
La implementación de esta etapa, comprende, las instalaciones siguientes:
A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV:
-
Línea de enlace Doble Terna, entre Tintaya y Socabaya de 206.7 Km. de longitud
total, que incluye un tramo de 30 Km. reforzado con conductor Pheasant.
B) SUBESTACIONES:
-
Tintaya
SE Nueva Tintaya 220 kV
Esta subestación, con un sistema de conexiones en doble barra convencional, estará
equipada con tres celdas de línea 220 kV: dos hacia la SE Socabaya y una de
transformación para conexion del auto-transformador 220/138 kV para la LT 138 kV
hacia la SE Tintaya existente. Además dos celdas para la conexión de dos reactores
de linea de 20 MVAR.
Ademas incluye el autotransformador de 125 MVA 220/138/22,9 kV y los dos
reactores de línea de 20 MVAR
SE Tintaya 138 kV, existente
Se incluye la celda de interconexión de 138 kV.
-
SE Socabaya 220 kV, existente
Esta subestación existente cuenta con un sistema de configuración en doble barra y
deberán instalarse dos celdas 220 kV para conectarse a la línea proveniente de la
SE Nueva Tintaya
6.2 LINEAS DE TRANSMISIÓN 220 KV
6.2.1 CARACTERISTICAS GENERALES
Se deberá construir las siguientes líneas de transmisión, cuya capacidad mínima de
transmisión para cada circuito, se indica a continuación:
Tramo
Tintaya-Socabaya 220 kV
Número
de
circuitos
2
Capacidad
Número de
nominal por
conductores
cada
por fase
circuito (1)
1ó2
200 MVA
Capacidad
Longitud
de
diseño aproximada
por circuito
(km)
(2)
275 MVA
207,6
14
(1) Los valores de Capacidad Nominal, o Potencia Nominal, corresponden a la operación normal,
continua y en régimen permanente de cada circuito y serán utilizados para efectos de operación
de las instalaciones por el COES. Condiciones: temperatura máxima absoluta anual promedio en
verano, cielo despejado y 0.6 m/seg de viento perpendicular al conductor.
(2) Capacidad de diseño por circuito: El dimensionamiento de los conductores y la verificación de las
distancias respecto al terreno, deberá permitir operar cada circuito de manera continua como
mínimo hasta el valor de diseño indicado. En caso de requerirse, la capacidad de transmisión se
podrá incrementar hasta la capacidad de diseño con la adición de equipos de compensación
reactiva.
Capacidad de sobre carga de corta duración: Las líneas deben estar en condiciones de
operar con una sobrecarga de 50%, respecto al valor de capacidad nominal, por un período
de 30 minutos. Condiciones: temperatura promedio de verano a la 1 PM, cielo despejado,
velocidad de viento promedio de verano a la 1 PM considerado como perpendicular al
conductor.
6.2.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
a)
La Sociedad Concesionaria será responsable de la selección de la ruta y recorrido de
las líneas de transmisión, incluyendo lo relacionado a la construcción de accesos, para lo
cual deberá ceñirse a las normas vigentes.
Entre otros, deberá considerar:
El trazo de la línea deberá pasar por las proximidades de la ubicación de la futura
subestación Tintaya en 220 kV. Las estructuras en esta zona deberán estar adecuadas para
la conexión a dicha subestación con entrada y salida de las dos ternas.
Gestión de los derechos de servidumbre y el pago de las compensaciones a los propietarios
o posesionarlos de los terrenos.
La faja de servidumbre estará de acuerdo con la norma vigente.
Obtención del CIRA (certificación del INC sobre no afectación a restos arqueológicos).
Estudio de Impacto ambiental y su plan de monitoreo. Se debe incluir la participación del
INRENA y evitar cruzar parques nacionales.
Obtención de la Concesión Definitiva de Transmisión Eléctrica.
Las líneas deben cumplir los requisitos del CNE-Suministro 2001 siguientes:
Voltaje de operación nominal :
220 kV
Voltaje máximo de operación :
245 kV
Voltaje de sostenimiento de maniobra :
750 kV
Voltaje de sostenimiento al impulso atmosférico :
1050 kV
Los valores anteriores serán corregidos para altitudes mayores a 1000 m. Las distancias de
seguridad en los soportes y el aislamiento deberán corregirse por altitud.
El aislamiento en zonas contaminadas o donde la lluvia es escasa deberá verificarse por
línea de fuga.
15
b)
Se deberán cumplir con los siguientes valores eléctricos:
b.1) Máximo gradiente superficial en los conductores: 18,5 kVrms/cm. El valor indicado
corresponde a nivel del mar, por lo tanto deberá corregirse por altitud.
b.2) Límites de radiaciones no ionizantes al límite de la faja de servidumbre, para
exposición poblacional según el Anexo C4.2 del CNE-Utilización 2006.
b.3) Ruido audible al límite de la faja de servidumbre para zonas residenciales según el
Anexo C3.3 del CNE –Utilización 2006.
c)
Las distancias de seguridad, calculadas a la máxima temperatura en el conductor y
luego de un creep de 20 años, serán determinadas según la regla 232 del CNE-Suministro
vigente a la fecha de cierre.
d) El diseño del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda, la puesta a tierra y el uso
de materiales deberá ser tal que las salidas de servicio que excedanh las tolerancias serán
penalizadas según se indica en las Directivas y Procedimientos del OSINERGMIN,
establecidos para el efecto y que no excluyen las compensaciones por mala calidad de
suministro o mala calidad de servicio especificados en la NTCSE,
A manera de referencia se recomienda lo siguiente:
o
o
o
o
Utilización de cables de guarda adicionales laterales en caso de vanos largos que
crucen grandes quebradas o cañones.
Utilización de puestas a tierra capacitivas en las zonas rocosas o de alta
resistividad.
Selección de una ruta de línea que tenga un nivel ceráunico bajo.
Utilización de materiales (aisladores, ferretería, cables OPGW, etc.) de comprobada
calidad para lo cual se deberá utilizar suministros con un mínimo de 15 años de
fabricación a nivel mundial.
e)
Se empleará 2 cables de guarda, uno del tipo convencional cuyo material y sección
será seleccionado por el postor. El segundo cable de guarda será del tipo OPGW, tal que
permita la protección diferencial de línea, el envío de datos al COES en tiempo real,
telemando y telecomunicaciones. Los 2 cables de guarda deberán ser capaces de soportar
el cortocircuito a tierra hasta el año 2030.
f)
Para los servicios de mantenimiento de la línea se podrá utilizar un sistema de
comunicación con celulares satelitales en lugar de un sistema de radio UHF/VHF
g)
Se podrá utilizar cables de ACSR, AAAC o ACAR según las cargas, vanos y tiros
adecuados que presenten la mejor opción de construcción y operación, siempre y cuando se
garantice un tiempo de vida útil de 30 años.
16
Se recomienda el empleo del conductor ACSR Curlew para los tramos de línea hasta los
4500 m de altitud, en tanto que para altitudes superiores se recomienda el ACSR Pheasant.
El concesionario podrá emplear el conductor que estime apropiado, sin exceder el
porcentaje de pérdidas Joule establecido.
Los límites máximos de pérdidas Joule, por circuito de la línea en conjunto, calculado para
un valor de potencia de salida igual a la capacidad nominal con un factor de potencia igual a
1.00, y tensión en la barra de llegada igual a 1.00 p.u. será el indicado en el siguiente
cuadro:
Línea
Tintaya-Socabaya 220 kV
% de pérdidas a Pnom/circuito
Pérdidas
Pnom
Longitud (km)
máximas
(MVA)
%
207,6
200 MVA
5
El cumplimiento de este nivel de pérdidas será verificado por el Concedente mediante los
cálculos de diseño del conductor, según la longitud real de diseño incluyendo el incremento
de la longitud por desnivel , catenaria de cable y tolerancias de fabricación previo a la
adquisición de los suministros por la Sociedad Concesionaria. No se autorizará la instalación
del conductor en caso de incumplimiento de los valores de pérdidas límites.
La fórmula de cálculo para verificar el nivel de pérdidas Joule por cada circuito será la
siguiente:
Pérdidas = (Pnom/Vnom)2 x R / Pnom x 100 (%)
Donde:
Pnom =
Capacidad nominal de la línea (MVA)
Vnom =
Tensión nominal de la línea (220 kV)
R
=
Resistencia total de la línea por fase, a la temperatura de 50
ºC y frecuencia de 60 Hz.
h)
Indisponibilidad por mantenimiento programado: El número de horas por año fuera
de servicio por mantenimiento programado de cada línea de transmisión, no deberá exceder
de dos jornadas de ocho horas cada una.
i)
Tiempo máximo de reposición post falla: El tiempo de reposición del tramo de línea
que haya tenido una falla fugaz que ocasione desconexión de un circuito, debe ser menor a
30 minutos.
17
6.3 SUBESTACIONES 220 KV
6.3.1 ALCANCE
El proyecto comprende el desarrollo de la Alternativa 1, que es la que se describe en este
documento, toma en cuenta el desarrollo de los proyectos mineros adyacentes a la mina
Tintaya, que crean la necesidad de la implantanción de una subestación a 220 kV,
independiente de la subestación existente en 138 kV.
6.3.2
DESCRIPCION DE SUBESTACIONES
SS.EE. TINTAYA NUEVA Y TINTAYA EXISTENTE
SE Nueva Tintaya
Esta subestación deberá ejecutarse con una configuración de conexión en 220 kV, del tipo
doble barra, convencional.
En principio contará con las siguientes conexiones a salidas en 220 kV:






Dos celdas de línea hacia la SE Socabaya.
Una celda para conectar el autotransformador de 220/138/22,9 kV.
Dos celdas para reactores de linea de 20 MVAR.
Un autotransformador de 125 MVA 220/138/22,9 kV
Dos reactores de linea de 20 MVAR.
Una celda de acoplamiento de barras
SE Tintaya Existente
Esta subestación deberá ejecutarse con una configuración de conexión en 138 kV, del tipo
simple, contará con una celda de llegada de 138 kV.
SE SOCABAYA
Esta subestación es existente, y en 220 kV cuenta con un sistema de conexiones en doble
barra.
Deberá ampliarse el sistema de conexiones para dos celdas de llegada para enlazarse con
la SE Nueva Tintaya.
Nota: El Concesionario incluirá como parte del proyecto, y por lo tanto constituirá su
responsabilidad, efectuar las modificaciones, refuerzos, instalación o sustitución de equipos en las
subestaciones que están siendo ampliadas y que sean necesarias para la correcta operación de las
instalaciones de la concesión y del SEIN. Entre otros se debe considerar el efecto de la modificación
de los niveles de corto circuito, el incremento de la corriente de operación normal y en contingencias,
las variaciones de tensión, los requerimientos de compensación reactiva, las sobretensiones,
presencia de niveles no permitidos de corrientes y tensiones armónicas, requerimientos de sistemas
de comunicaciones, control automático, servicios auxiliares, mejora de accesos e infraestructura.
18
6.3.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
6.3.3.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES
En el presente acápite se especifican los requerimientos técnicos que deberán soportar y
cumplir los equipos de las subestaciones. Sin embargo durante el desarrollo del estudio
definitivo la Concesionaria deberá realizar todos aquellos estudios que determinen el
correcto comportamiento operativo del sistema propuesto.
Se deberá instalar equipos de fabricantes que tengan un mínimo de experiencia de
fabricación y suministro de quince (15) años.
Los equipos deberán ser de última tecnología; no se aceptarán equipos con poca
experiencia de operación. Se deberán presentar referencias de suministros similares y de
referencias acreditadas, de operación exitosa de equipos por parte de Operadores de
sistemas de transmisión.
Los equipos deberán contar con informes certificados por institutos internacionales
reconocidos, que muestren que han pasado exitosamente las Pruebas de Tipo. Por lo
menos un equipo de un conjunto similar de equipos de 220 kV será sometido a las Pruebas
de Tipo. Todos los equipos serán sometidos a las Pruebas de Rutina.
Las normas aplicables que deberán cumplir los equipos son, principalmente las siguientes:
ANSI/IEEE, IEC, VDE, NEMA, ASTM, NESC, NFPA.
6.3.3.2 UBICACIÓN Y ESPACIO PARA AMPLIACIONES FUTURAS
Ampliación de Subestaciones Existentes
Será de responsabilidad de la Concesionaria gestionar, coordinar o adquirir bajo cualquier
título el derecho a usar los espacios disponibles, estableciendo los acuerdos respectivos con
los titulares de las subestaciones, así como coordinar los requerimientos de equipamiento,
estandarización, uso de instalaciones comunes y otros.
La Concesionaria será también el responsable de adquirir los terrenos adyacentes, donde
esto resulte necesario o sea requerido, y efectuar las obras de modificación y adecuación de
las subestaciones.
Subestaciones Nuevas
La Sociedad Concesionaria será responsable de seleccionar la ubicación final, determinar el
área requerida, adquirir el terreno, habilitarlo y construir la infraestructura necesaria y deberá
preverse el espacio de terreno para ampliaciones futuras.
6.3.3.3 NIVELES DE TENSIÓN Y AISLAMIENTOS
Todos los niveles de aislamiento del equipamiento deberá se calculado a la altura final de
las subestaciones teniendo en cuenta los factores de corrección de la norma ANSI/IEEE.
Los niveles que se enuncian corresponden hasta los 1 000 msnm.
19
Nivel de 138 kV
o
o
Tensión nominal
Máxima tensión de servicio
o
o
Resistencia a sobretensión a 60 Hz.
138
145
650
275
kV
kV
kVpico
kV
220
245
950
395
kV
kV
kVpico
kV
Nivel de 245 kV
o
o
o
o
Tensión nominal
Máxima tensión de servicio
Resistencia a tensi
Resistencia a sobretensión a 60 Hz.
Estos niveles de aislamiento (BIL) deberán ser corregidos para la altura real de instalación
de cada subestación; para esto deberá aplicarse las correcciones prevista en la norma
ANSI/IEEE Std. C37.30-1992.
Para los equipos a instalarse en todas las subestaciones, con excepción de las SS.EE.
Moquegua y Socabaya que se encuentran en un nivel más bajo, deberá considerarse un
solo BIL normalizado.
Niveles de Protección
o
o
Línea de fuga
Protección contra descargas atmosféricas
25
mm/kV
Clase 3
Distancias de seguridad.
Las separaciones entre fases para conductores y barras desnudas al exterior serán las
siguientes: en 220 kV, 4.00 m, todas las distancias deberán cumplir con lo establecido
en las normas ANSI/IEEE.
6.3.3.4
NIVELES DE CORRIENTE
Todos los equipos de alta tensión: maniobra (interruptores y seccionadores), medición y
protección, a efectos de soportar los requerimientos de esfuerzos por corto circuido y
capacidad de resistencia térmica, deberán cumplir con las siguientes características, de
acuerdo con la norma:
245 kV
145 kV
Corriente nominal
2 500 A
Capacidad de ruptura simétrica de corta duración 40
kA
Capacidad de ruptura
104
kApico
1 250 A
31.5 kA
82
kApico
Los interruptores de conexión de los reactores deberán cumplir con la norma IEEE Std.
C37.015 relacionada con los requerimientos de cierre y apertura de corrientes.
20
Transformadores de corriente
Los transformadores de corriente deberán tener por lo menos cuatro núcleos
secundarios:
Tres núcleos de protección 5P20.
Un núcleo de medición clase 0.2
6.3.3.5 REQUERIMIENTOS SÍSMICOS
Las subestaciones y patios de llaves, y equipos que las componen y constituyen deberán
cumplir con los requerimientos sísmicos establecidos en la norma IEEE Std. 693-1997, y
resistir los siguientes esfuerzos:
Aceleración horizontal
0.5 g
Aceleración vertical
0.25 g
Calificación sísmica
Alta, de acuerdo con la norma.
6.3.3.6 TRANSFORMACIÓN - REACTORES
Autotransformadores
En la SE Tintaya para interconectar el sistema proyectado de 220 kV con el sistema
existente de 138 kV se empleará un auto-transformador trifásico de 220/138 kV. El
grupo de conexión de los auto-transformadores será en estrella (Y), neutro
sólidamente puesto a tierra, y también tendrán, además, un devanado terciario en
armónicas.
La capacidad de transformación de la unidad será de 125 MVA.
Los valores nominales de tensión deberán ser coordinadas con el COES, a efectos
de considerar las condiciones particulares de la zona de cada instalación así como
los requerimientos operativos particulares.
El autotransformadores debe contar con un sistema de regulación bajo carga, con
mando local y remoto (Sala de Control y telemando a distancia), en un rango de
variación no menor a +/- 10% de la tensión nominal, y con un paso de escalones
igual o inferior a 1% de la tensión nominal. El rango variación deberá ser coordinado
con el COES.
Se prevé que el sistema de refrigeración debiera ser con circulación de aceite y aire
forzados (OFAF). Los estudios deberán determinar el sistema de refrigeración y sus
características técnicas más adecuadas.
21
Reactores
En algunas subestaciones y conectados a las barras de 220 kV, habrá necesidad de
instalar compensación reactiva (reactores) en derivación, y con el neutro sólidamente
puesto a tierra.
Los reactores serán de 20 MVAR de capacidad, estas inductancias serán
controladas por el automatismo del control y protección, y sincronizadores de
maniobra de interruptores para la conexión y desconexión de inductancias con fines
de regulación de tensión
Se prevé que el sistema de refrigeración debiera ser con circulación de aceite y aire
forzados (OFAF). Los estudios deberán determinar el sistema de refrigeración y sus
características técnicas más adecuadas.
Pérdidas
Se deberá garantizar que los niveles de pérdidas en los transformadores y reactores,
para los siguientes niveles de carga permanente: 100%, 75%, y 50% de la operación
del sistema. Los valores garantizados deberán cumplir con lo establecido en la
norma IEC 60070 o su equivalente ANSI/IEEE.
Protección contra incendios
Se deberá considerar un sistema de protección contra incendio, que asegure la
prevencion de incendios y la extinción rápida y segura del siniestro, y a la vez que
cumpla con los requerimientos de protección al medio ambiente.
Recuperación de aceite
Todas las unidades de transformación deberán tener un sistema de captación y
recuperación del aceite de los transformadores, en caso de falla.
6.3.3.7 EQUIPOS DE 220 kV.
Celdas de 220 kV
El equipamiento de las celdas para conexión a líneas de 220 kV seran del tipo convencional
al exterior y contará con el equipamiento siguiente:







Pararrayos
Transformador de Tensión capacitivo
Trampa de Onda, solo para líneas.
Seccionador de Línea con cuchillas de tierra
Transformadores de corriente
Interruptor de operación uni-tripolar: tanque vivo o tanque muerto. Si es tanque
muerto los transformadores de corriente estarán incorporados en los aisladores –
bushings.
Seccionador de barras
22
Celdas de 138 kV
El equipamiento de las celdas para conexión a líneas de 138 kV será del tipo convencional,
instalado al exterior y similar a los equipos existentes

Pararrayos

Transformador de Tensión capacitivo

Trampa de Onda; solo para línea.

Seccionador de Línea con cuchillas de tierra; solo para línea.

Transformadores de corriente

Interruptor de operación uni-tripolar. Para el reactor es de operación tripolar
sincronizado. Tanque vivo o tanque muerto. Si es tanque muerto los
transformadores de corriente estarán incorporados en los aisladores –bushings.

Seccionador de barras
6.3.3.8 PROTECCIÓN Y MEDICIÓN
La protección del sistema de transmisión de refuerzo deberán contar con sistemas de
protección primaria y secundaria sin ser excluyentes, a menos que se indique lo contrario.
Líneas
La protección de las líneas estará basada en una protección primaria y secundaria del
mismo nivel y sin ser excluyentes, y protección de respaldo, entre otros, los siguientes.



Protección primaria
Protección secundaria
Protección de respaldo
relés de distancia
relés de corriente diferencial
relés de sobrecorriente
relés de sobrecorriente direccional a tierra
relés de desbalance
relés de mínima y máxima tensión
relé de frecuencia
Todas las líneas deberán contar con relés de recierre monofásico coordinados por el
sistema de teleprotección que actúen sobre los respectivos interruptores ubicados a ambos
extremos de la línea.
El tiempo máximo de despeje de falla y el tiempo muerto para el recierre, deben obtenerse
de los estudios de estabilidad correspondientes a cada línea en particular. Los interruptores
deben permitir el recierre monofásico y deberán estar equipados, para utilizar tiempos de
espera durante el recierre, en el rango de 400 a 800 ms.
Autotransformadores y Reactores
Los autrotransformadores y reactores deberán contar con la siguiente protección, entre
otros:

Protección principal
relés de corriente diferencial
23

Protección secundaria
relé de bloqueo
relé de sobrecorriente
relé de sobrecorriente a tierra
La protección del sistema de transmisión deberá contar con sistemas de protección primaria
y secundaria, y deberá cumplirse con los Requisitos Mínimos para los Sistemas de
Protección del COES.
6.3.3.9 T ELECOMUNICACIONES
Se deberá contar con un sistema de telecomunicaciones principal y secundario en
simultáneo y no excluyentes, más un sistema de respaldo en situaciones de emergencia,
que permitan la comunicación permanente de voz y datos entre las subestaciones, basado
en fibra óptica, satelital y onda portadora.
Los sistemas de medición, comunicaciones y control deben tener la capacidad de transmitir
información con una disponibilidad de 99.9%, conforme a lo requerido por los sistemas
SCADA/EMS.
6.3.3.10
SERVICIOS AUXILIARES
En corriente alterna será 400-230 V, 4 conductores, neutro corrido, para atender los
servicios de luz y fuerza de la subestación, normales. Las subestaciones intermedias
deberán contar con un grupo diesel de emergencia para atender la carga completa de la
subestación.
En corriente continua será 110 – 125 V cc, para atender los servicios de control y mando de
la subestación. Para telecomunicaciones se empleará la tensión de 48 V cc.
Los servicios de corriente continua serán alimentados conjuntos dobles de cargadores
rectificadores individuales 380 V, 60 Hz, a 110 Vcc y a 48 Vcc, respectivamente, con
capacidad cada uno para atender todos los servicios requeridos y al mismo tiempo la carga
de sus respectivos bancos de acumuladores (baterías).
6.3.3.11
CONTROL
Los tableros de protección y medición estarán ubicados al lado de cada bahía de conexión y
se conectarán por fibra óptica radial hasta la Sala de Control.
Se preverán los siguientes niveles de operación y control:


Local
Remoto automático desde
manual, sobre cada uno de los equipos
la sala de control de la subestación
un centro de control remoto a la subestación
Las subestaciones nuevas deberán contar con un sistema de vigilancia y seguridad externo
e interno que permitan controlar permanentemente internamente y desde un centro de
control remoto la operación de la subestación.
24
Las subestaciones estarán integradas a un sistema SCADA para el control, supervisión y
registro de las operaciones en la subestación. Para esto se deberá diseñar un sistema
automático de control que cumpla con los últimos sistemas tecnológicos; todos los equipos
deberán cumplir con el protocolo de comunicaciones establecido en la norma IEC 61850.
Además deberán estar conectadas al sistema y centro de control operativo del COES
SINAC, de conformidad con lo establecido en la Norma de Operación en Tiempo Real,
aprobado mediante Resolución Directoral Nº 049-99-EM/DGE.
6.3.3.12
MALLA DE TIERRA
Todas la subestaciones nuevas deberán contar con una malla de tierra profunda que
asegure al personal contra tensiones de toque y de paso. Al mismo tiempo la malla de tierra
deberá permitir la descarga segura a tierra de las sobretensiones de origen atmosférico sin
que los equipos instalados sean afectados.
A la malla de tierra se conectarán todos los elementos sin tensión de todos los equipos.
Todas las subestación contarán con blindaje contra descargas atmosféricas.
6.3.3.13
OBRAS CIVILES
Todas subestaciones deberán contar con un cerco perimétrico de ladrillos con protección
por concertina y portones de ingreso.
Interiormente deberán contar con vías y facilidades de transporte para el mantenimiento y
construcción de ampliaciones futuras.
Se preverá un edificio o sala de control que alojará a los sistemas de baja tensión, control
centralizado local y comunicaciones.
Las subestaciones nuevas deberán prever las obras sanitarias necesarias cuando se
requieran.
Todas las subestaciones contarán con un sistema de drenaje interno para la evacuación de
las aguas pluviales y un sistema de drenaje externo para evitar el ingreso de agua de lluvia.
Las plataformas de las subestaciones tendrán una pendiente del 2% para el drenaje interno.