proyecto ingenieria

PROYECTO INGENIERIA
CONTRATO DE CONCESION DE SGT DE LA LINEA DE TRANSMSION CHILCA-LA PLANICIE-ZAPALLAL
DOCUMENTO PE-CENT- PROYECTO INGENIERIA
5. CRITERIOS DE DISEÑO Y RESULTADOS .................................................................. 6
5.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN .......................................................................................... 6
5.1.1 VARIABLES METEOROLÓGICAS............................................................................... 6
5.1.4.1 AISLAMIENTO A FRECUENCIA INDUSTRIAL .................................................... 12
5.1.4.2 AISLAMIENTO CONTRA SOBRETENSIONES DE MANIOBRA .......................... 14
5.1.4.3 AISLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS.................................. 15
5.1.5.1 LONGITUD CADENA DE AISLADORES.............................................................. 18
5.1.5.3 RESISTENCIA ELECTROMECÁNICA DE AISLADORES .................................... 19
5.1.6 SILUETAS Y CURVAS DE UTILIZACIÓN DE LAS ESTRUCTURAS......................... 20
5.1.6.1 TIPOS DE TORRE................................................................................................ 20
5.1.7 CRITERIOS DE PLANTILLADO................................................................................. 20
5.1.8.4 CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL TIPO DE FUNDACIÓN ............................. 23
5.1.8.5 DISEÑO DE CIMIENTOS EN CONCRETO REFORZADO ................................... 23
5.1.8.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS SUELOS............................................................... 24
2 / 4PROYECTO INGENIERIA
CONTRATO DE CONCESION DE SGT DE LA LINEA DE TRANSMSION CHILCA-LA PLANICIE-
ZAPALLAL
5.1.8.7 VERIFICACIONES DEL COMPORTAMIENTO DEL SUELO................................ 24
5.1.8.8 DISEÑO ESTRUCTURAL DE LA BASE Y PEDESTAL DE LA ZAPATA............... 25
5.1.8.9 ZONIFICACIÓN DE SUELOS Y ROCAS: ............................................................. 25
5.2 SUBESTACIONES ...................................................................................................... 26
5.2.4 DISEÑO ELÉCTRICO................................................................................................ 29
5.2.4.2 SELECCIÓN DE EQUIPOS DE PATIO................................................................. 30
5.2.4.3 INTERRUPTORES DE POTENCIA ...................................................................... 30
5.2.4.4 SECCIONADORES .............................................................................................. 30
5.2.4.5 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN.................................................................. 31
5.2.4.6 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE............................................................. 32
5.2.4.7 PARARRAYOS..................................................................................................... 32
5.2.4.8 AISLADORES DE SOPORTE TIPO POSTE Y MATERIAL DE CONEXIÓN......... 33
5.2.4.9 EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN..................................................................... 33
5.2.4.11 SISTEMA DE CONTROL...................................................................................... 38
5.2.4.12 SISTEMAS DE SERVICIOS AUXILIARES, COMPLEMENTARIOS Y DE EMERGENCIA E ILUMINACIÓN .......................................................................... 44
5.2.4.13 ILUMINACIÓN EXTERIOR................................................................................... 46
5.2.5 DISEÑO MECÁNICO................................................................................................. 46
5.2.5.4 OBRAS CIVILES E INFRAESTRUCTURA BÁSICA.............................................. 51

ZAPALLAL
5.2.5.6 CABLEADO Y CANALIZACIONES....................................................................... 59
5.2.6.4 FOSOS PARA TRANSFORMADORES ................................................................ 61
5.2.6.5 BARRERAS CORTAFUEGO................................................................................ 62
5.3.2.1 SERVICIOS DE TELEPROTECCIÓN................................................................... 65
5.3.2.2 SERVICIOS DE DATOS PARA LA OPERACIÓN DE LÍNEAS Y SUBESTACIONES ............................................................................................... 65
5.3.2.3 ANCHO DE BANDA E INTERFAZ DE ACCESO AL SISTEMA PORTADOR DE F.O. REQUERIDOS POR EL ESTADO PERUANO ........................................ 65
5.3.2.4 SERVICIOS DE VOZ............................................................................................ 65
5.3.4 INTEGRACIÓN AL SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES DE REP...................... 68
5.3.5 REPOSICIÓN DE SERVICIOS DE COMUNICACIONES DE TERCEROS AFECTADOS POR EL PROYECTO. ......................................................................... 68
5.3.6 ESQUEMAS DE LAS REDES Y SERVICIOS DE TELECOMUNICACIONES PROPUESTOS .......................................................................................................... 68
5.4 SISTEMA DE CONTROL Y VIGILANCIA .................................................................... 68
5.5 GESTIÓN PREDIAL .................................................................................................... 69
5.5.2 CENSO PREDIAL E INVENTARIOS.......................................................................... 69

ZAPALLAL
5.5.5 NEGOCIACIÓN DE LOS DERECHOS DE SERVIDUMBRE DE LOS AIRES Y DE LOS SITIOS DE TORRE............................................................................................ 70
5.6 GESTIÓN AMBIENTAL ............................................................................................... 70
5.6.1 CRITERIOS LEGALES .............................................................................................. 70
ANEXO 1: ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL
ANEXO 2: ESQUEMAS DE LAS REDES Y SERVICIOS DE TELECOMUNICACIONES PROPUESTOS
ANEXO 3: SILUETAS TORRES LINEAS DE TRANSMISION
ANEXO 4: CRITERIOS DE DISEÑO ELECTROMECANICO DE LAS LINEAS DE TRANSMSION
ANEXO 5: INFORME DE DISEÑO ELECTROMECANICO DE LAS LINEAS DE TRANSMSION
ÁRBOLES DE CARGA
ANEXO 8: ESPECIFICACIONES GENERALES DE DISEÑO
ANEXO 9: MEMORIA DE CALCULO DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD
ANEXO 10: PARAMETROS AMBIENTALES Y METEOROLOGICOS
ANEXO 11: MEMORIA DE CALCULO DEL APANTALLAMIENTO
ANEXO 12: MEMORIA DE CALCULO DE CAMPO ELECTRICO
ANEXO 13: ESTUDIO DE COORDINACION DE AISLAMIENTO
ANEXO 14: UBICACIÓN DEL PROYECTO
ANEXO 15: PLANOS Y ESQUEMAS UNIFILARES DEL PROYECTO

1. ANTECEDENTES
Mediante resolución Ministerial No. 552-2006-MEM/DM, del 23 de noviembre de 2006, se aprobó el Plan Transitorio de Transmisión para el período 2007-2008, con un portafolio de diversos proyectos de sistemas de transmisión para desarrollarse en el corto plazo, dentro de este portafolio incluía la LT Chilca – Planicie – Zapallal en 220 kV ó 500 kV.
Mediante oficio N°132-2007-EM/DM del 23 de Enero 2 007, el Ministerio de Energía y Minas, en base a lo establecido en el artículo 22°de la Ley N°28832, modificado por la Ley N°28958, encargó a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada del Perú - PROINVERSION conducir los procesos de licitación de la LT Chilca – La Planicie – Zapallal.
Con fecha 09 de enero de 2008, PROINVERSION convoca a concurso público internacional en la modalidad de proyecto integral para otorgar la concesión de la LT Chilca – LaPlanicie - Zapallal.
2. UBICACIÓN DEL PROYECTO
La ubicación de las líneas de transmisión y subestaciones objeto de este Proyecto, se encuentran en el centro del Perú; en el siguiente mapa se puede apreciar su localización:
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
LÍNEA A 500 kV CHILCA – CARABAYLLO
Tramo Longitud aproximada (km)
Chilca – Carabayllo a 500 kV en simple terna 89.8
LÍNEA A 220 kV CHILCA NUEVA – PLANICIE – CARABAYLLO (Construida para convertirse a un circuito de 500 kV)
ENLACES A 220 kV CHILCA - CHILCA NUEVA Y ZAPALLAL – CARABAYLLO

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
ENLACES A 220 kV CHILCA - CHILCA NUEVA Y ZAPALLAL – CARABAYLLO
Zapallal - Carabayllo doble terna 10,2
Carabayllo – Línea Huayucachi – Zapallal 3.8
3.1 SUBESTACIONES
AMPLIACIONES
Chilca 220 kV. Doble barra y seccionador de transferencia 3 + 1 acople 6
Zapallal 220 kV. Interruptor y medio 2
NUEVAS
4 + 1 acople 5
Carabayllo 220 kV. Doble barra y seccionador de transferencia 7 + 1 acople 5
Chilca 500 kV. interruptor y medio 2 8
Zapallal 500 kV. Interruptor y medio 3 5
3.2 TRANSFORMACIÓN
POTENCIA MVA
Unidades Monofásicas/Trifásicas
Chilca 220 kV 500/220 600 Monofásicas 3 x 200 MVA + 1 reserva
Zapallal 500 kV 500/220 2x600 Monofásicas 6 x 200 MVA + 1 reserva
La configuración del banco de transformación permitirá el cambio rápido de unidades, es decir, cualquier unidad podrá ser utilizada como unidad del banco (incluida la reserva).
3.3 SISTEMAS DE COMUNICACIONES

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
4. ALCANCE DEL PROYECTO
4.1 LÍNEAS DE TRANMISIÓN
Chilca Nueva – Planicie 2 220 425 (por circuito)
Planicie – Carabaillo 2 220 425 (por circuito)
Enlace Zapallal – Carabaillo
Huayucachi): total del enlace 840 (por
circuito).
El enlace Chilca REP – Chilca Nueva no se requiere según la solución de ISA, que recomienda la ampliación de la subestación Chilca REP, con barras seccionadas.
4.2 SUBESTACIONES ASOCIADAS A LA LÍNEA CHILCA – LA PLANICIE – ZAPALLAL
SUBESTACIÓN NUEVA Ó EXISTENTE CONFIGURACIÓN
CELDAS EXISTENTES
220 kV
2 extensión de barras
2 Líneas a Globelec
2 Líneas a Enersur
2 celdas a Planicie
1 línea a Cantera
1 línea a Independencia
1 línea a Platanal
1 celda de transformador
600 MVA

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
CELDAS EXISTENTES
220 kV
2 celdas de línea a Zapallal
Planicie 220 kV Nueva Doble barra y
seccionador de transferencia
2 celdas a Zapallal Nueva con sus cortes
centrales 2 celdas de línea a
Ventanilla
medio
Huayucachi
2 celdas de transformador
600 MVA
(reubicación)
seccionador de transferencia
500 kV
No aplica No aplica 1 celda de transformador
500/220 kV con transformador de
600 MVA
Carabayllo 500 kV
transformador 220/500 kV con

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
5.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Este documento presenta, de manera resumida, los criterios y resultados obtenidos en la etapa de prediseño de las líneas asociadas al Proyecto de Refuerzo de la Interconexión Centro-Sur del Sistema Eléctrico del Perú.
5.1.1 VARIABLES METEOROLÓGICAS
Los parámetros meteorológicos principales se presentan en la siguiente tabla. Estos valores fueron obtenidos del Código Nacional de Electricidad Suministro - Parte 2 “REGLAS DE SEGURIDAD PARA LA INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LÍNEAS AÉREAS DE SUMINISTRO ELÉCTRICO Y COMUNICACIONES” – sección 25 “Cargas para los Grados B y C” y ajustados a la zona del Proyecto.
Parámetros Meteorológicos
Parámetro Unidad Valor por sector de cota sobre el nivel del mar
<3000 msnm
Viento máximo km/h 80
Temperatura coincidente °C 15
Temperatura mínima °C 5
5.1.2 CONDUCTORES DE FASES
Según lo indicado por el Ministerio de Energía y Minas del Perú, la selección del conductor debe realizarse por medio de un análisis técnico, donde a partir de los flujos máximos de potencia de diseño proyectados por línea, se selecciona el conductor que tenga la capacidad de transporte exigida y cumpla con un nivel de pérdidas Joule menor o igual al 4.2%.
Adicionalmente, el calibre de conductor seleccionado y la configuración de las fases deberán cumplir con las siguientes condiciones de diseño eléctrico:
• Máximo gradiente superficial en los conductores: 18.5 kVrms/cm. • Límites de radiaciones no ionizantes al límite de la faja de servidumbre, para
exposición poblacional según el Anexo C4.2 del CNE-Utilización 2006 (donde, a borde de servidumbre, el campo eléctrico debe ser menor o igual a 4.2 kV/m y la densidad de flujo magnético debe ser menor o igual a 83.3 µT).

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
• Límites de radio interferencia. Se cumplirá con las siguientes normas internacionales:
o IEC CISPR 18-1
o IEC CISPR 18-2
o IEC CISPR 18-3
Los resultados que se presentan a continuación permiten concluir que los conductores seleccionados por mínimo costo de inversión y pérdidas joule cumplen todos los requerimientos.
• Capacidad Ampérica
Según lo indicado por el Ministerio de Energía y Minas del Perú, la selección del conductor de fases debe realizarse por medio de un análisis técnico–económico de mínimo costo total en valor presente, donde a partir de los flujos máximos de potencia proyectados por línea se selecciona el conductor que tenga la capacidad de transporte necesaria y sea el de mínimo costo (suma del costo de inversión y de pérdidas joule).
Para la revisión de los diseños de las líneas se analizaron conductores tipo AAAC, ACSR y ACAR, con diferentes calibres, que permitieran transportar el flujo máximo de potencia dentro de los límites de pérdidas totales exigidos.
La capacidad de transmisión se determina a partir de la norma IEEE 738, mientras que las pérdidas de Joule se calculan de acuerdo con lo especificado en los documentos del Ministerio de Energía y Minas (especificaciones del proyecto de PROINVERSIÓN).
Para las líneas 500 kV las capacidades de transmisión de los conductores analizados son superiores a la demanda máxima estimada en el diseño a partir del calibre 550 kCMIL con haz de 4 subconductores por fase y a partir del calibre 850 kCMIL para haz de 3 subconductores por fase.
Para las líneas a 220 kV las capacidades de transmisión de los conductores analizados son superiores a la demanda máxima estimada en el diseño a partir del calibre 600 kCMIL con haz de 2 subconductores por fase y a partir del calibre 2000 kCMIL para 1 conductor por fase. La conexión de la subestación Zapallal (existente-nueva), se evaluó para haz de cuatro subconductores por fase en disposición triangular, encontrándose que con calibres superiores a 550 kCMIL se conseguía la capacidad de transmisión.
Al comparar otras variables como son el diámetro, resistencia eléctrica, el gradiente superficial, la tensión de rotura y la flecha del conductor, se definió la configuración de subconductores que presentara las mejores condiciones eléctricas y mecánicas.
A continuación se muestran los conductores seleccionados que satisfacen la potencia de diseño exigida por PROINVERSIÓN:
Capacidad para línea en 500 kV

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
4 x ACAR 550 (18/19) 21.67 mm 1725
Capacidad para línea en 220 kV (convertible a 500 kV)
(Chilca – Planicie - Carabayllo)
Capacidad para línea en 220 kV
(Conexión Zapallal REP – Carabayllo)
4 X ACAR 550 (18/19)
21.67 832
• Pérdidas Joule:
Las pérdidas de Joule se calculan a partir de la siguiente ecuación, según lo indicado en las Especificaciones técnicas de PROINVERSION Anexo No 1, de tal manera que se cumpla con un nivel de pérdidas Joule menor o igual al 4.2%:
Pérdidas= (Pnom/Vnom)2*R/Pnom*100 (%)
Donde:
Pnom = Capacidad nominal del tramo de línea, que fue especificada para la línea a 500 kV en 1400 MVA y para las líneas a 220 kV en 350 MVA
Vnom= Tensión nominal de la línea (500 kV o 220 kV)

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
(Chilca-Carabayllo)
4 x ACAR 550 (18/19) 21.67 mm 1.7
Pérdidas Joule para línea en 220 kV (convertible a 500 kV)
(Chilca-La Planicie-Carabayllo)
2 X ACAR 600 (18/19) 22.63 3.9
Pérdidas Joule para línea en 220 kV
(Conexión Zapallal REP – Caabayllo)
2 X ACAR 550 (18/19) 21.67 0.1

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
• Máximo gradiente superficial y ruido audible al límite de la servidumbre para zonas residenciales:
Tanto el gradiente superficial, como el ruido audible se determina utilizando la metodología del CIGRE “Interferences Produced by Corona Effect of Electric Systems”. Para esto se modelan diferentes calibres de conductor, diferentes ubicaciones espaciales de las fases y la utilización de haz de subconductores.
Se verificó que los conductores seleccionados y las configuraciones de las fases, cumplen el requerimiento de 18.5 kVrms /cm, especificado para el gradiente superficial de las fases externas.
Estos conductores también cumplen con lo exigido por el CNE para niveles máximo de ruido audible para zona residencial en horario nocturno, el cual debe ser inferior a 50 dB.
• Campo eléctrico
Para las configuraciones de fases, número de subconductores y niveles de tensión de las líneas, se verificó que se cumple con los 4.2 kV/m exigidos por el CNE.
• Densidad de flujo magnético
Para las configuraciones de fases, número de subconductores y flujos de potencia de las líneas, se verificó que se cumple con los 83.3 µT exigidos por el CNE.
• Conclusiones
De los análisis presentados se recomienda el uso de los siguientes conductores que cumplen con los requerimientos del documento base de PROINVERSIÓN y las exigencias del CNE.
Línea Tensión, kV Cable Conductor
Chilca-Carabayllo 500 4 x ACAR 550 (18/19)
Chilca- Planicie- Carabayllo 220 2 x ACAR
600 (18/19) Conexión Zapallal REP – Carabayllo 220 4 x ACAR
550 (18/19)
VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
5.1.3 CABLE DE GUARDA
Tomando como base esta información de niveles de corto circuito, se recomienda sectorizar el cable de guarda así: Para los primeros 10 km en las salidas de las subestaciones Chilca y Zapallal, se recomienda el uso de cable ACSR/AW Dotterel; el resto de la línea con cable ACSR/AW Minorca.
Se usará un cable de guarda del tipo OPGW de acuerdo con lo exigido por PROINVERSIÓN, para la línea en 220 kV. En la siguiente tabla se resume la preselección de los cables de guarda:
Línea Tensión, kV Cable de Guarda Longitud del Tramo, km
2 X ACSR/AW Dotterel 10 km a la llegada a cada subestación
Chilca-Carabayllo 500 2 X ACSR/AW Minorca 79.8
1 X ACSR/AW Dotterel y 1 X OPGW (150 kA² *seg)
10 km a la llegada a Chilca y 10 km a
la llegada a Zapallal.
220
1 X ACSR/AW Minorca y 1 X OPGW (90 kA² *seg) 69.4
Conexión Zapallal REP – carabaillo 220 1 X ACSR/AW Dotterel y
1 X OPGW (150 kA² *seg) 10.2
5.1.4 SELECCIÓN Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
En esta sección se presentan los resultados obtenidos en la revisión del diseño de aislamiento y selección de distancias eléctricas para las líneas de transmisión a 500 kV y 220 kV.
El resultado del estudio descrito en este capítulo corresponde a la definición del número de unidades que conforman las cadenas de aisladores, sus características y el dimensionamiento eléctrico de la cabeza de las estructuras.
La selección y coordinación del aislamiento se realizó teniendo como restricciones los valores límites establecidos por la normatividad legal del sector eléctrico del Perú.
Configuración de cadenas
Para el diseño se han considerado las siguientes configuraciones de cadenas:
En las suspensiones:
• Línea Chilca – Carabayllo a 500 kV: Configuración I - V – I
• Línea Chilca – Planicie - Carabayllol a 220 kV, doble circuito “flat”: Configuración I - V – V – V – V – I
En las retenciones:
VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
• Línea Chilca – Carabayllo a 500 kV: Cadenas dobles en I
• Línea Chilca – Planicie - Carabayllo a 220 kV, doble circuito “flat”: Cadenas sencillas en I
5.1.4.1 AISLAMIENTO A FRECUENCIA INDUSTRIAL
Los esfuerzos causados por sobrevoltajes en una línea de transmisión son escasos y de corta duración, mientras que el voltaje del sistema, aunque relativamente de poca magnitud, ocasiona un esfuerzo permanente sobre el aislamiento. Estos esfuerzos permanentes son importantes ya que contribuyen al envejecimiento del aislamiento, llegando a ocurrir flameo si el aislamiento se reduce los suficiente por influencias externas como son principalmente el estado del tiempo, el viento que reduce el espaciamiento, depósitos contaminantes, etc.
En el diseño de aislamiento por sobrevoltajes de 60 Hz es necesario considerar los esfuerzos permanentes del voltaje de operación del sistema y los sobrevoltajes débilmente atenuados con frecuencia cercana a la de operación de la red, originados por la conexión y desconexión de elementos de la red.
Para la evaluación de la sobretensión a 60 Hz se utilizó la siguiente formulación [6]:
H N L HZ F F F FsV V ****
max60 δ γ −= Ecuación 5.1
Para la línea a 220 kV se tiene lo siguiente:
Ítem Descripción Valor Fuente
Vmax L-N: Máximo Voltaje de Operación Línea - Neutro del sistema [kV]
133.37 Vf*1.05/(3)0.5
1.40 Constante [EPRI]
Fγ : Constante que tiene en cuenta los niveles de contaminación y el grado de mantenimiento de los aisladores
1.10 [Normalización estructuras]
FH: Factor de corrección de rigidez dieléctrica del aislamiento por humedad
1.10 Fig. 9.24 y 9.25 de [EPRI]
Fδ: Factor de corrección por densidad del aire, que depende de la altitud y de la temperatura
1.64 Fig. 9.23 de [EPRI]
Los resultados obtenidos de su evaluación son:
Sobrevoltaje a 60 Hz (V60Hz): 370.5 kV
Distancia de arco seco (D): 1.40 m
Por tanto, se requerirían 11 aisladores tipo estándar.

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
Para las líneas a 500 kV se tiene lo siguiente:
Zona Hasta 2500 m
Vmax L-N: Máximo Voltaje de Operación Línea - Neutro del sistema [kV] 303.11
Vf*1.05/(3)0.5
1.4 Constante [EPRI]
Fγ : Constante que tiene en cuenta los niveles de contaminación y el grado de mantenimiento de los aisladores 1.1
Normalización estructuras
FH: Factor de corrección de rigidez dieléctrica del aislamiento por humedad 0.85
Normalización de estructuras
Fδ: Factor de corrección por densidad del aire, que depende de la altitud y de la temperatura 1.17
Normalización de estructuras
Sobrevoltaje a 60 Hz (V60Hz): 601 kV en zonas hasta 2500 msnm.
Distancia de arco seco (D): 2.25 m en zonas hasta 2500 msnm promedio
Por tanto, se requerirían 16 aisladores tipo estándar en zonas hasta 3000 msnm promedio.
Línea Chilca - Carabyllo a 500 kV: Se consideró ambiente con alta contaminación salina o nivel IV (“heavy duty” según la norma IEC 60815). Para este nivel de contaminación la distancia de fuga específica es igual a 31 mm/kV, que equivale a 17050 mm de distancia de fuga para la máxima tensión operativa en 500 kV. Esta distancia de fuga equivale a una distancia de arco seco de 3800 mm (considerando aisladores equivalentes de vidrio o porcelana de 550 mm de distancia de fuga para un total de 31 unidades).
Línea Chilca – Planicie – Carabayllo a 220 kV: Nivel de contaminación IV (“heavy duty” según la norma IEC 60815). Para este nivel de contaminación la distancia de fuga específica es igual a 31 mm/kV, que equivale a 7600 mm de distancia de fuga, para la tensión máxima operativa en 220 kV. Esta distancia de fuga equivale a una distancia de arco seco de 2628 mm (considerando aisladores equivalentes de vidrio o porcelana de 420 mm de distancia de fuga para un total de 18 unidades).

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
5.1.4.2 AISLAMIENTO CONTRA SOBRETENSIONES DE MANIOBRA
Los sobrevoltajes por maniobra son voltajes que aparecen en determinados puntos debidos a operaciones de cierre o apertura de interruptores. Se pueden clasificar de acuerdo con su origen:
• Energización de líneas.
• Recierre de líneas.
• Interrupción de corrientes capacitivas: desconexión de líneas o cables y reconexión de bancos de condensadores.
• Interrupción de corrientes inductivas: corrientes de magnetización de transformadores e interrupción de reactores.
• Operaciones de maniobra de circuitos especiales: condensadores en serie y circuitos resonantes y ferroresonantes.
Las magnitudes de los sobrevoltajes dependen de las características del circuito, del instante de la operación de apertura o cierre del circuito con respecto a la onda de voltaje del sistema y de las características de los elementos del circuito.
El comportamiento de la línea ante sobretensiones por maniobra incide en la distancia crítica conductor - estructura y el ángulo de balanceo de las cadenas de aisladores de suspensión. El nivel de aislamiento se determinó por el método determinístico, pero basado en resultados probabilísticos de líneas de transmisión, como los presentados en el “Transmission Line Reference Book”. Se consideró como parámetro de diseño un límite máximo de una falla por cada 100 operaciones de maniobra de la línea.
Los sobrevoltajes por maniobra están dados por la expresión:
FCA
Para la línea a 220 kV se tiene lo siguiente:
Vmax L-N: Máximo Voltaje de Operación Línea - Neutro del sistema [kV]
133.37 Vf*1.05/(3)0.5
2.8 EPRI (una falla por cada 100
operaciones de maniobra de la línea)
FCA: Factor de corrección atmosférica que depende de la densidad del aire
0.64 Normalización de Estructuras
VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
Sobrevoltaje de maniobra (VMAN): 825.2 kV
Distancia en aire requerida (D): 2.0 m
Por tanto, se requerirían 14 aisladores tipo estándar.
Para las líneas a 500 kV se tiene lo siguiente:
Zona Hasta 2500 m
Vmax L-N: Máximo Voltaje de Operación Línea - Neutro del sistema [kV] 428.7 Vf*1.05/(3)0.5
Fsm: Factor de Sobrevoltaje por maniobras
2.8
100 operaciones de
maniobra de la línea)
FCA: Factor de corrección atmosférica que depende de la densidad del aire
0.88 Normalización de
Sobrevoltaje de maniobra (VMAN): 1,320 kV en zonas hasta 2500 msnm promedio.
Distancia en aire requerida (D): 3.72 m en zonas hasta 2500 msnm promedio.
Por tanto, se requerirían 27 aisladores tipo estándar en zonas hasta 2500 msnm promedio. Ajustando el diseño al considerar sobretensiones por maniobra probabilísticas, y tomando como base diseños de aislamientos recientes en línea a 500 kV de ISA, se considera adecuada una cadena de 30 aisladores.
La distancia mínima requerida en aire determinará el máximo ángulo de balanceo de la cadena de aisladores ante la presencia de viento máximo promedio.
5.1.4.3 AISLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Los sobrevoltajes por descargas atmosféricas son voltajes fase a tierra o fase a fase debidos a una descarga atmosférica específica. Generalmente son unidireccionales y con duración entre 1 y 100 ms. Las descargas atmosféricas actúan sobre los sistemas de potencia y las líneas de transmisión a través de tres mecanismos: descargas directas a los conductores (fallas de apantallamiento) y descargas directas a las torres o a los cables de guarda (flameos inversos).

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
Para la línea a 500 kV: 0.2 salidas/100 km-año
Para la línea a 220 kV: 1 salida/100 km-año para un circuito
0.2 salidas/100 km-año para salidas simultáneas de los dos circuitos
El objetivo del análisis del comportamiento de la línea ante sobretensiones atmosféricas es el de establecer el ángulo de apantallamiento y determinar la longitud mínima de la cadena de aisladores. Este objetivo se alcanzó mediante la utilización del programa APLIT-EPRI [8] el cual se fundamenta en el método de los dos (2) puntos desarrollados por EPRI. Este programa permite determinar la sensibilidad de los diferentes parámetros de diseño como es el ángulo de apantallamiento, la resistencia de puesta a tierra de las estructuras, la longitud de la cadena de aisladores, etc. [6].
En general, para el cálculo de salidas por fallas de apantallamiento, el método de los dos puntos sigue los pasos que se indican a continuación:
• Determinar las coordenadas (x, y) de las fases y cable de guarda en la estructura.
• Establecer el nivel ceráunico.
• Calcular el número de rayos a la línea.
• Determinar la fase más expuesta y el ángulo de apantallamiento.
• Calcular la máxima distancia de choque.
• Calcular la corriente máxima para las fallas de apantallamiento.
• Determinar el voltaje crítico de flameo.
• Calcular el radio de corona para el cálculo de fallas de apantallamiento.
• Calcular la impedancia característica del conductor.
• Calcular la corriente crítica de flameo y la distancia mínima de choque.
• Determinar la coordenada x del cable de guarda para apantallamiento perfecto.
• Calcular el ángulo efectivo de apantallamiento.
• Si no hay apantallamiento perfecto se calcula el número de salidas por falla de apantallamiento.
Para el cálculo de las salidas por flameos inversos se siguen, en general, estos pasos:
• Calcular de impedancias características del cable de guarda y de la estructura, factores de acople y resistencia impulsiva de puesta a tierra.
• Calcular los tiempos de viaje en el vano, en la estructura y en las crucetas.
• Calcular el voltaje en la punta y en la base de la estructura.
• Calcular el voltaje en la cadena de aisladores.

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• Calcular la corriente y el voltaje críticos de flameo.
• Calcular el número de salidas de la línea por flameos inversos.
Parámetros de entrada para el método de los dos puntos
Los parámetros más importantes en la definición de una descarga atmosférica son la amplitud de la corriente del rayo, forma de onda, polaridad, tasa de crecimiento, ángulo de incidencia y frecuencia de ocurrencia. Estas características son aleatorias y se presentan en la literatura técnica como distribuciones probabilísticas derivadas de datos obtenidos en estaciones de observación. Se pueden obtener a partir del modelo electrogeométrico de la línea y de las estadísticas recolectadas por varios investigadores sobre la magnitud y tasa de crecimiento de la corriente del rayo [6]. El modelo electrogeométrico requiere de un parámetro llamado β que permite tener en cuenta que la distancia de choque de rayo a la tierra es diferente de la distancia de choque de rayo a conductor o cable suspendido encima del suelo y además permite tener en cuenta apantallamientos naturales a la línea. En este análisis se tomó un valor típico para β de 0.8.
Adicionalmente se requieren los siguientes parámetros:
Variando la localización relativa del cable de guarda y de las fases, así como el número de aisladores de la cadena se determinan las distancias de diseño para la estructura.
Resultados generales
[Ohm] Chilca – Carabayllo a 500 kV
31 25
Chilca – Planicie – Carabaillo a 220 kV (2 ctos) 18 25
Conexión Zapallal REP – Carabaillo 18 25
5.1.5 RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
A manera de referencia el Ministerio de Energía y Minas recomienda tener en cuenta en el diseño final lo siguiente para cumplir con el número total de salidas de las líneas:
• 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.

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pata de la estructura, con el fin de obtener la resistencia de puesta especificada en el Código Nacional de Electricidad, para cada una de las torres de la línea. En el caso de no ser posible obtener este valor de resistencia de puesta a tierra con esta configuración básica, se analizará la posibilidad de instalar uno de los siguientes esquemas:
• Contrapesos radiales o cables enterrados horizontalmente.
• Métodos no convencionales tales como aditivos o rellenos.
• Instalación de pararrayos.
5.1.5.1 LONGITUD CADENA DE AISLADORES
Del análisis de aislamiento se tiene que la cadena debe tener una longitud de arco seco tal como se presenta en la siguiente Tabla.
Longitud cadena de aisladores
Chilca – Carabayllo a 500 kV 31 4.80
Chilca – Planicie – Carabayllo a 220 kV (2 ctos- convertibles) y Conexión carabayllo - Zapallal 18 3.20
5.1.5.2 ÁNGULOS DE BALANCEO
• Ángulo de balanceo máximo
Se asume simultáneamente viento máximo con periodo de retorno de 50 años (2% de probabilidad de ser excedido) y sobrevoltaje a 60 Hz.
• Ángulo de balanceo promedio
Se asume simultáneamente viento máximo promedio y sobretensiones por maniobras.
En la siguiente tabla se presentan los ángulos de balanceo típicos que se van a permitir en las cadenas de aisladores de las estructuras de suspensión.
Línea Longitud
(°)
4.80 67 50
3.20 60 40
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α: ángulo de balanceo,
B: brazo
Con los ángulos de balanceo definidos se determina la longitud del brazo B. En el proceso de plantillado mediante el programa PLS-CADD se verifica el cumplimiento de la restricción de ángulos de balanceo permitidos.
5.1.5.3 RESISTENCIA ELECTROMECÁNICA DE AISLADORES
Para seleccionar la resistencia electromecánica de los aisladores en las cadenas de suspensión se deben conocer las fuerzas vertical, transversal y longitudinal que deberán soportar, aplicando un factor de sobrecarga, estimado según normas IEC 60826 y el CNE- Suministro. Para las cadenas de retención la selección se basa en la tensión máxima de diseño con viento promedio utilizando también un factor de sobrecarga de 3.0 estimado según normas IEC 60826 y el CNE-Suministro.
Para la selección del tipo de aislador se utilizó la máxima tensión encontrada para las estructuras, la cual queda de la siguiente manera:
• Chilca - Carabayllo a 500 kV: Se usarán aisladores de 160 kN para suspensiones y cadenas dobles 2 x 210 kN para retenciones.
• Chilca – Planicie – Carabayllo a 220 kV (2 ctos-Convertible): Se usarán aisladores de 160 kN para suspensiones y cadenas dobles 2 x 210 kN para retenciones.

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Las cadenas estabilizadoras, para todos los casos tendrán aisladores de 120 kN.
5.1.6 SILUETAS Y CURVAS DE UTILIZACIÓN DE LAS ESTRUCTURAS
5.1.6.1 TIPOS DE TORRE
Para el diseño de las líneas se adopta una familia de estructuras para las líneas a 500 kV y dos familias de estructuras para la línea a 220 kV. Los tipos de torres que se prevé utilizar son A y AS en suspensión, B y C en retención intermedia y D en retención intermedia y terminal para 500 kV y AP en suspensión, B y C en retención intermedia y D en retención intermedia y terminal para 220 kV.
Asimismo, para los cruces de los ríos Lurin y Rimac se prevé utilizar estructuras especiales que soportan los circuitos de 500 kV y 220 kV convertible a 500 kV, con el objeto de minimizar el impacto social y ambiental.
5.1.6.2 PUNTOS DE DISEÑO
Se establecieron puntos de diseño para realizar el plantillado de las líneas, a partir de los cuales se ajustan las cargas de las torres, dependiendo del terreno, de tal forma que se obtenga un peso óptimo de las estructuras.
5.1.7 CRITERIOS DE PLANTILLADO
Con el conductor de fases seleccionado para esta línea, se debe proceder a plantillar la línea con las siguientes condiciones de tensionado y los parámetros meteorológicos correspondientes.
Se entiende por condiciones iniciales las que se aplican a los conductores antes de que ocurra su elongación debido al fenómeno de fluencia del material, ocasionado por el creep. Luego que el conductor haya estado tensionado durante algún tiempo, habrá sufrido un gran porcentaje de la deformación no elástica esperada y, por consiguiente, reducido su esfuerzo, éstas son las condiciones finales.
De acuerdo con las características de los conductores se deben adoptar los siguientes criterios de condiciones limitantes:
• EDS (Every Day Strength o tensión diaria promedio): se asume el conductor en condiciones finales, sin viento y temperatura promedio, a una tensión del 20% de la tensión de rotura del conductor.
• Temperatura máxima: se asume el conductor en condiciones finales, sin viento, a temperatura máxima del conductor, a una tensión del 20% de la tensión de rotura del conductor.
• Temperatura mínima: se asume el conductor en condiciones iniciales, sin viento, temperatura mínima absoluta a una tensión del 33% de la tensión de rotura del conductor.

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El porcentaje de la tensión de rotura (%TR) sobre conductores hace referencia a la componente horizontal de la tensión en un vano regulador.
• De acuerdo con las características de los cables de guarda y para mantener el nivel de apantallamiento establecido, en la etapa de diseño se debe adoptar un nivel de tensionado en condición EDS a un porcentaje de la tensión de rotura del cable, de tal manera que la flecha de este cable para la diferentes condiciones limitantes este en un rango entre el 80% de la flecha de los conductores de fase o igual a la flecha de los conductores de fase.
El porcentaje de la tensión de rotura (%TR) sobre conductores o cables hace referencia a la componente horizontal de la tensión en un vano regulador.
El plantillado de la línea se ejecuta verificando el cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad a cualquier obstáculo, en cada uno de los vanos, en la condición de temperatura máxima de operación del conductor de fases.

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
VERSIÓN: 2 FECHA:
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• American Concrete Institute, ACI-318.
• Reglamento Nacional de Edificación del Perú.
• Código Nacional de Electricidad del Perú.
5.1.8.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS MATERIALES
Los materiales usados para las zapatas en concreto reforzado tendrán las siguientes características:
• Concreto estructural: f’c = 210 kg/cm 2
• Barras de refuerzo: Diámetro.>3/8’’: fy = 4200 kg/cm 2
Diámetro<1/2’’: fy = 2400 kg/cm2
5.1.8.3 CARGAS A NIVEL DE FUNDACIÓN
Las cargas a nivel de fundación se calculan a partir de las cargas de trabajo y reacciones que resulten del diseño estructural de las torres.
5.1.8.4 CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL TIPO DE FUNDACIÓN
Tabla 2.2 Selección del tipo de fundación
Tipo de fundación Criterio de selección
Zapata en concreto qu >= 0.5 kg/cm², suelo seco o en sumergencia
Anclaje en roca o Micropilote
Roca Sana o levemente fracturada
Bloque de concreto Roca moderadamente fracturada
Especial qu < 0.5 kg/cm² Riesgo de socavación
En este ejercicio se hace un estimativo de cálculo de las cimentaciones en concreto reforzado, a nivel de prediseño, puesto que los diseños finales para construcción de las cimentaciones se calcularán a partir de las reacciones a nivel de fundación que suministre el diseñador y fabricante de las torres.
5.1.8.5 DISEÑO DE CIMIENTOS EN CONCRETO REFORZADO
Para los diseños de las zapatas en concreto reforzado, para cada uno de los tipos de torres considerados, se consideraron los siguientes parámetros:
- Características de los suelos.
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- Diseño estructural de la base y pedestal de la zapata.
5.1.8.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS SUELOS
En esta etapa no se cuenta con estudios que permitan hacer una caracterización y zonificación de los suelos por capacidad portante. Sin embargo, de la visita de campo realizada se puede concluir que predominan los suelos con capacidad portante mayor o igual de 1,0 kg/cm² y zonas con roca de diferentes niveles de meteorización, datos con los cuales se estimaron las cantidades de obra civil.
La presencia de nivel freático se definirá como resultado del estudio de suelos en la etapa de diseño detallado, pues esta característica no se puede definir con una inspección visual que, además, no se realiza por el eje de la línea.
Las propiedades mecánicas de los suelos bajo las dos condiciones anteriormente citadas son:
Tabla 2.3 Propiedades mecánicas de los suelos en sumergencia
Tipo de suelo
Ángulo de arranque (suelo =>1.0 kg/cm²)
30° 15°
20° 15°
Prof. de cimentación, H Entre 2.00 y 3.00 m
5.1.8.7 VERIFICACIONES DEL COMPORTAMIENTO DEL SUELO
Estos controles se efectúan utilizando las Cargas de Trabajo a nivel de fundación (Cargas sin factor de seguridad).
Las verificaciones correspondientes son las siguientes:
• Limitación por capacidad portante a compresión.
Consiste en controlar que la capacidad neta de contacto del cimiento, generada por las cargas actuantes, no supere la capacidad portante admisible del terreno.
• Limitación por arrancamiento debido a tracción.
Consiste en controlar que la fuerza externa de arranque no supere el peso estabilizador compuesto por el peso del cono de arranque del suelo y el peso propio del cimiento.

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• Limitación por no presencia de presión negativa en el área de contacto.
Consiste en que, por problemas de estabilidad, bajo la acción de cargas de compresión, en el área de contacto del cimiento se genere, en lo posible, solo presiones positivas.
• Limitación por volcamiento.
Consiste en evitar situaciones de posible volcamiento en el cimiento, originado por las cargas actuantes horizontales.
Esta verificación se hace tanto para la acción de cargas de compresión como para las de tracción (arranque).
La estabilidad se logra con los momentos restauradores generados por la resultante de las cargas verticales y la acción de la presión pasiva efectiva.
Se utiliza un factor de seguridad mínimo al volcamiento de 1.50.
5.1.8.8 DISEÑO ESTRUCTURAL DE LA BASE Y PEDESTAL DE LA ZAPATA
Este diseño se realiza de acuerdo con Norma Técnica E.060 del Reglamento Nacional de Edificaciones del Perú y del ACI-318.
Estos diseños y controles se efectúan a partir de las cargas últimas a nivel de fundación.
Las verificaciones correspondientes son las siguientes:
• Verificación a flexión de la base, tal que su sección transversal y el refuerzo proporcionado absorban los momentos flectores en sus caras inferior y superior, generados en ellas por la acción de la presión neta de contacto.
• Verificación al cortante de la base, de tal manera que su sección transversal absorba el efecto de corte transversal a una distancia “d” del borde del pedestal, siendo d = espesor efectivo de diseño de la sección transversal.
• Verificación al punzonamiento de la base, tal que su sección transversal absorba el efecto de corte en el perímetro comprendido a una distancia “d/2” de las caras del pedestal.
• Verificación a flexo-compresión del pedestal, de tal manera que la acción de los momentos flectores y la carga de compresión, actuando simultáneamente sobre él, sean absorbidos por su sección transversal y el refuerzo vertical proporcionado.
Verificación a flexo-tensión del pedestal, de tal manera que la acción del momento flector y la carga de tracción, actuando simultáneamente sobre él, sean absorbidos por su sección transversal (en el caso de la flexión) y el refuerzo vertical proporcionado.
5.1.8.9 ZONIFICACIÓN DE SUELOS Y ROCAS:
En general toda la ruta de la línea esta cubierta por suelos arenosos con alto contenido de sales marinas los cuales los hace agresivos a los metales; por lo tanto las fundaciones deberán diseñarse en concreto con cemento tipo V.

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Zapatas y pedestales de concreto:
• Capacidad portante igual o mayor de 1.0 Kg. /cm2: 10% (valles aluviales y zonas de dunas).
• Capacidad portante igual o mayor de 2.0 Kg. /cm2: 40% (zonas de conglomerados).
Bloques de concreto:
• Capacidad portante igual o mayor de 5 Kg. /cm2: 25% (zonas de roca fracturada). Zapata superficial y anclajes en roca:
Capacidad portante igual o mayor de 5 Kg. /cm2: 25% (zonas de roca sana o poco fracturada).
5.2 SUBESTACIONES
En este numeral se describen los principales criterios y metodologías para el diseño de las construcciones y ampliaciones de las subestaciones a 550 kV y 220 kV.
5.2.1 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA
a) Frecuencia asignada, (Hz) 60 60
b) Puesta a tierra Sólido Sólido
c) Número de fases 3 3
d) Tensión asignada del equipo, (kV) 550 245
e) Tensión de operación del sistema (kV) 500 220
f) Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo a la altura de instalación, (kV) 1550 1050
g) Tensión asignada soportada a la frecuencia industrial a la altura de instalación, (kV) 620 460
h) Corriente de cortocircuito prevista, (kA) 40 63
i) Máxima duración admisible del cortocircuito, (s) 1 1
j) Distancia de fuga mínima, (mm/kV) 31 31
k) Tensión máxima de radiointerferencia, medida a 0,5 MHz (µV) 2000 2500
l) Tiempo normal de aclaración de la falla, (ms) 100 100
m) Tiempo de aclaración de la falla en respaldo, (ms) 400 400
n) Tiempo muerto del reenganche automático
Reenganche monopolar, (ms) 500 500
Reenganche tripolar, (ms) 500 500

VERSIÓN: 2 FECHA:
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Margen de tensión, (%) 85-110
Frecuencia asignada, (Hz) 60
Sistema de corriente continua
Tensión asignada (V) 110
Margen de tensión (%) 85-110
Sistema de corriente continua
Tensión asignada, (V) 48
Margen de tensión (%) 85-110
5.2.2 CARACTERÍSTICAS DEL SITIO
PARAMETROS CHILCA LA PLANICIE ZAPALLAL
Altura sobre el nivel del mar, (m) 50 500 (aprox.) 500 (aprox.)
Aceleración sísmica
Temperatura anual media, (oC) 28 28 28
* Máxima anual 42 42 42
* Mínima anual 16 16 16
Humedad relativa - media mensual, (%)
* Máxima 91 91 91
* Mínima 63 63 63
* Media 81 81 81
Velocidad de viento de diseño a 10 m del piso (km/h) 130 130 130
Presión atmosférica (mbar) 890 890 890
Nivel ceráunico 30 30 30
Radiación solar

VERSIÓN: 2 FECHA:
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Nota 1. La velocidad de viento de diseño para cada subestación será definida de acuerdo con la última versión del Código Eléctrico Nacional. Condiciones de temperatura y humedad ilustrativas, a definir para cada sitio.
5.2.3 DISPOSICIÓN FÍSICA
5.2.3.1 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
La coordinación de aislamiento se basará en la aplicación de los criterios básicos del método convencional de coordinación de aislamiento establecidos en la última revisión de la norma IEC-60071, “Insulation coordination” parte 1 de 1993, "Definitions, principles and rules" y parte 2 de 1996 “Application guide. Las sobretensiones máximas se calcularán considerando la puesta a tierra del sistema y las características de protección y localización de los pararrayos.
5.2.3.2 APANTALLAMIENTO
El apantallamiento se basará en la aplicación de la norma IEEE STD 998- 1996 “IEE Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations”.
5.2.3.3 IMPLANTACIÓN ELÉCTRICA
Para definir la urbanización y la disposición física de las subestaciones, se partirá de la configuración indicada, de las áreas disponibles, de las distancias críticas y de seguridad, de la información de equipos a 500 y 220 kV, de áreas de caseta de control, de desarrollo futuro, la disposición de áreas y cercos de seguridad. Para las ampliaciones, los diseños se harán respetando los existentes.
5.2.3.4 SELECCIÓN DE DISTANCIAS CRÍTICAS Y DE SEGURIDAD
Se calcularán a partir de los niveles de aislamiento resultantes del estudio de coordinación de aislamiento, y siguiendo las recomendaciones de la norma IEC 71 y las recomendaciones de las siguientes normas:
• IEC 60071: "Insulation coordination"
• Comité No. 23 del CIGRÉ en la revista ELECTRA No. 19.
• IEC/TR 60815 (1986-05) “Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions”.
A continuación se presenta un resumen con los valores obtenidos para el diseño de la disposición física:
PARAMETROS DEL SISTEMA CHILCA PLANICIE CARABAYLLO
Altura sobre el nivel del mar, (m)
SUBESTACIÓN 500 Kv
Coordinación. Aislamiento IEC60071
VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
Distancias eléctricas (m) 3,1 3,1
Distancia eléctrica de seguridad 2,3 2,3
Conductor de alta tensión AAC Cowslip 2000 MCM 1010 mm2 , ø 41,4 mm
Cable de guarda Cable de acero aluminizado 7 No. 9 AWG
Ancho de bahía, (m) 27 27
Ancho de barras, (m) 27 27
Separación fase-fase entre equipos 8 8
Separación fase-fase entre conductores barras 8 8
Separación fase-tierra 3,1 3,1
Distancias eléctricas (m) 2,1 2,1 2,1
Distancia eléctrica de seguridad (m) 2,3 2,3 2,3
Conductor de alta tensión AAC Cowslip 2000 MCM 1010 mm2 , ø 41,4 mm
Cable de guarda Cable de acero aluminizado 7 No. 9 AWG
Ancho de bahía (m) 15 15 15
Ancho de barras (m) 16 16 16
Separación fase-fase entre equipos (m) 4 4 4
Separación fase-fase entre conductores barras (m) 4 4 4
Separación fase-tierra (m) 2,1 2,1 2,1
5.2.4 DISEÑO ELÉCTRICO
5.2.4.1 SELECCIÓN DE CONDUCTORES, BARRAJES, AISLADORES Y CONECTORES
El diseño de los barrajes se basará en las recomendaciones del CIGRE, grupo de trabajo WG-02-SC23 (1987) "The mechanical effects of short circuit currents in open air substations" y en la norma IEC 60865/1986 "Calculation of the effects of short - circuit currents" y en los diferentes estudios de flujos de carga.

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
El cálculo de cargas electromecánicas en barrajes y equipos se harán teniendo en cuenta los efectos de cortocircuito, viento y sismo, para determinar las características de soportabilidad mecánica en los aisladores y terminales de los equipos.
5.2.4.2 SELECCIÓN DE EQUIPOS DE PATIO
En la revisión de selección de equipos de patio se tendrá en cuenta lo siguiente:
• Niveles de aislamiento
• Distancias de fuga
5.2.4.3 INTERRUPTORES DE POTENCIA
Los equipos a suministrar deberán cumplir con la norma IEC 62271-100. Los interruptores que serán instalados en las subestaciones son de tanque vivo con interrupción de corriente en SF6, operados tripolarmente para las conexiones de transformadores y con posibilidad de mando monopolar para las conexiones de línea de transmisión y posibilidad de mando local o remoto.
Descripción Unidad 500 kV 220 kV
Norma IEC 62271- 100
Tensión asignada (Ur) kV 550 245
Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo, a nivel de instalación (Up)
kVpico 1550 1050
Tensión asignada soportada a frecuencia industrial (Ud) kVpico 680 460
Corriente asignada en servicio continuo (Ir) A 2000 2500
Poder de corte asignado en cortocircuito (Ics) kA,
simétrica 40 63
5.2.4.4 SECCIONADORES
Los equipos a suministrar deberán cumplir la norma IEC 62271-102. Para las subestaciones existentes se utilizará el tipo de seccionadores similar al existente. Para las subestaciones a 220 kV serán de apertura central, para las subestaciones a 500 kV serán pantógrafos o semipantógrafos.
Norma IEC 62271- IEC 62271-

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
102 102
Frecuencia asignada (fr) Hz 60 60
Tensión asignada soportada a frecuencia industrial (Ud) kV 680 460
kV 1550 1050
Poder de corte asignado en cortocircuito (Ics) kA 40 63
Duración del cortocircuito asignada (tk) s 1 1
5.2.4.5 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
Norma IEC 60044-5 IEC 60044-5
Tensión más elevada para el material (Um) kV 525 245
Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo a nivel de instalación (Up)
kV 1550 1050
Capacitancia pF 5000 4000
Clase de precisión entre el 25% y el 100% de la carga de precisión con factor de potencia 0,8 en atraso
a) Entre el 5% y el 80% de la tensión asignada 3P 3P
b) Entre el 80% y el 120% de la tensión asignada 0.2 0.2
c) Entre el 120% y el 150% de la tensión asignada 3P 3P
Carga de precisión
c) Simultánea VA 30 30
Tensión asignada para el sistema
a) Primaria (Upn) kV 500/ √3 220/ √3
b) Secundaria (Usn) V 110/ √3 100/ √3

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
Norma IEC 60044-1 IEC 60044-1
Tensión más elevada para el material (Um) kV 550 245
kV 1550 1050
Corriente secundaria asignada (Isn) A 1 1
Poder de corte asignado en cortocircuito (Ics) kA 40 63
Duración del cortocircuito asignada (tk) s 1 1
Cantidad y clase de núcleos
a) Medida 1 1
Características núcleos de medida
a) Relación de transformación asignada A 2000-1000/1 2500-1250/1
b) Relación para la que debe cumplir la especificación A 1000/1 1250/1
c) Clase de precisión 0.2 0.2
d) Carga de precisión VA C 10
e) Factor de seguridad (FS) ≤ 10 ≤ 10
f) Gama extendida de corriente % 120 120
Características de núcleos de protección convencionales
a) Relación de transformación asignada A 2000-1000/1 2500-1250/1
b) Relación para la que se debe cumplir la especificación
A 2000/1 2500/1
d) Clase de precisión 5P 5P
e) Factor límite de precisión 20 20
Cambio de relación en el secundario Sí Sí
5.2.4.7 PARARRAYOS
Debe incluir contador de descargas Sí Sí
Norma IEC 60099-4 IEC 60099-4
Tipo de ejecución Exterior Exterior

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
Tensión continua de operación (Uc) kV 318 142
Corriente de descarga asignada (In) kA 20 10
Corriente asignada del dispositivo de alivio de presión kA 40 63
Clase de descarga de línea 3 3
Tensión residual al impulso tipo maniobra
Para 1000 A kV 390
Para 2000 A kV 945
Tensión residual al impulso tipo rayo
Para 10 kA kV 475
Para 20 kA kV 1100
5.2.4.8 AISLADORES DE SOPORTE TIPO POSTE Y MATERIAL DE CONEXIÓN
Los aisladores de soporte serán de porcelana con el nivel de aislamiento definido teniendo en cuenta las características del sistema y la altura de instalación y determinándose los esfuerzos electromecánicos según los datos de viento, sismo y cortocircuito de cada sitio.
Los cables y tubos rígidos que se utilicen para las conexiones de alta tensión deben satisfacer las condiciones de transferencias de potencia del Proyecto, respetándose de todas formas en las subestaciones existentes lo que se encuentra instalado.
Las cadenas de aisladores deberán ser conformadas por unidades similares a las existentes en cada una de las subestaciones que serán ampliadas; para las subestaciones nuevas serán poliméricas.
Los aisladores de soporte tendrán las siguientes características principales:
Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo, a nivel de instalación (Up) kVpico 1550 1050
Tensión asignada soportada a frecuencia industrial (Ud) kVpico 680 460
Resistencia en cantilever C8 C6
5.2.4.9 EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
Los autotransformadores y sus accesorios deberán ser diseñados y garantizados de acuerdo con los parámetros ambientales (altura sobre el nivel del mar, temperatura ambiente, humedad relativa, nivel ceráunico, presencia de hielo, presión atmosférica, precipitación anual, presión básica de viento y radiación solar) y parámetros del sistema. La refrigeración del equipo se dejará a la selección del fabricante, para tener la competencia apropiada para el Proyecto.

Autotransformador de potencia monofásico – Altura máxima de instalación de 1000 m.s.n.m.
1 Fabricante
2 País
5 Tensión asignada (Ur)
Devanado baja tensión, 2 220/ √3
6 Tensión más elevada para el material (Um)
a) Devanado alta tensión, 1 kV 550/ √3
b) Devanado baja tensión, 2 kV 245/ √3
7 Polaridad Sustractiva
11 Unidades trifásicas o monofásicas monofásicas
12 Límites de aumento de temperatura, en la derivación que produce la máxima temperatura del devanado y en cada paso de potencia (asumiendo una temperatura ambiente promedio anual de 28°C)

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
ÍTEM DESCRIPCIÓN UNIDAD REQUERIDO
13 Corriente de excitación en porcentaje de la corriente asignada (Potencia ONAN) medida en el lado de alta. A 100% de la tensión asignada
% < 0,50
a) Devanado alta tensión kV 1550
b) Devanado baja tensión kV 1050
15 Tensión asignada soportada de corta duración a la frecuencia industrial (Ud)
b) Devanado baja tensión 460
16 Tensión asignada soportada al impulso de maniobra (Us) kV
17 Nivel de cortocircuito asignado al sistema (Ir)
a) Devanado alta tensión kA 40
b) Devanado baja tensión kA 63
18 Nivel máximo de ruido dB
19 Masa de un transformador completo sin aceite kg
20 Masa de un transformador completo con aceite kg
21 Masa de transporte de la parte más pesada kg
22 Cumplimiento del diseño sísmico Sí
23 Cambiador de tomas bajo carga
a) Localización Baja
5.2.4.10 SISTEMA DE PROTECCIÓN Y REGISTRO DE FALLAS
5.2.4.10.1 GENERALIDADES
Se utilizará como referencia la norma IEC 60255 y el documento “Criterios recomendados para el desarrollo de proyectos COES SINAC”.

VERSIÓN: 2 FECHA:
Junio de 2009
incluye una estación de gestión local en la subestación y posibilidad de acceso remoto desde el Centro de Control.
Los relés deberán realizar la marcación de sus eventos con una resolución de 1 ms. Para esto, su reloj interno se sincronizará mediante un reloj GPS.
Los relés principales tendrán puertos de comunicación serial para enviar la información de eventos y señalización general al sistema de control. Para estos enlaces se deberá utilizar protocolo IEC 61850, IEC 60870-5-103, o alternativamente Modbus. Los relés deberán tener funciones de autosupervisión cíclica, autodiagnóstico y señalización de anomalía en forma visual y por el enlace serial.
5.2.4.10.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN
La selección de los esquemas de protección tendrá en cuenta los siguientes criterios:
• Aclaración de cortocircuitos de cualquier tipo, en un tiempo menor de 100 ms, incluyendo los tiempos de operación de los interruptores, con sistemas fiables, en toda la zona objeto de la protección.
• Aclaración de cualquier falla que ponga en riesgo los equipos eléctricos o la operación del sistema de potencia.
• Implementación de esquemas seguros y selectivos que garanticen la continuación del suministro especialmente para fallas transitorias o fallas externas. Sin embargo, será prioritaria la protección del equipo sobre la continuidad del servicio.
• Adopción de esquemas de respaldo local y remoto, incluyendo los sistemas de protección, los interruptores y los transformadores de medida.
5.2.4.10.3 PROTECCIÓN DE LÍNEA
La protección del sistema de transmisión considera un sistema conformado por las siguientes protecciones:
Líneas largas:
• Protección principal: relés de distancia (utilizará como medio de comunicación el PLP).
• Protección secundaria: relé de corriente diferencial segregado por fases (utilizará como medio de comunicación la fibra óptica).
• Protección de respaldo: relés de sobrecorriente, relés de sobrecorriente direccional a tierra, relés de desbalance, relés de mínima y máxima tensión, relé de frecuencia.
Líneas cortas:
• Protección principal: diferencial de línea (87L) con comunicación por fibra óptica monomodo
• Protección secundaria: diferencial de línea (87L) con comunicación por fibra óptica monomodo.

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Adicionalmente el sistema de protección de línea incluirá los relés de supervisión circuito de disparo y relé de disparo maestro.
5.2.4.10.4 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
En las subestaciones existentes se verificará el tipo de protección existente y se integrarán los nuevos campos a esta protección. En las subestaciones nuevas se instalará protección diferencial de barras, que incluya la protección de falla interruptor para los campos de conexión y del acople.
5.2.4.10.5 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR
Los transformadores deberán contar con la siguiente protección, entre otros:
• Protección principal: relé de corriente diferencial.
• Protección secundaria: relé de bloqueo, relé de sobrecorriente, relé de sobrecorriente de tierra.
• Protección de falla interruptor.
• Protecciones mecánicas del transformador.
• Relé de mando sincronizado.
5.2.4.10.6 PROTECCIÓN DE ACOPLE
Estará equipado con un relé de sobrecorriente y con los relés asociados al interruptor.
5.2.4.10.7 SISTEMA DE GESTIÓN DE LAS PROTECCIONES
Para la supervisión, monitoreo y ajuste de los relés de protección en las subestaciones, se dispondrá de un sistema de gestión que permita conocer el estado de los diferentes relés que conforman el sistema de protecciones, ajustar sus parámetros y verificar el funcionamiento adecuado de éstos. Los relés de protección se especificarán con el interfaz requerido para este propósito.
El sistema consistirá en una estación de trabajo local, conformada por un computador dotado del software requerido y la red de datos para la comunicación entre los relés y la estación de trabajo. El sistema de gestión permitirá también el acceso desde otro sitio remoto, desde el cual se podrá igualmente supervisar, monitorear y ajustar las protecciones.
El sistema de gestión de los relés de protección cobijará aquellos relés con capacidad de comunicación serial, los cuales serán conectados directamente a la red de datos.
5.2.4.10.8 SELECCIÓN DE RANGOS DE AJUSTE
Para la coordinación de protecciones se tendrán en cuenta:
• Los criterios de ajuste utilizados por REP.
• Relación de transformadores de instrumentación en todas las subestaciones involucradas.
• Impedancias tanto de las líneas a proteger, como de las adyacentes.
• Sistema de teleprotección.
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• Tiempos muertos para el recierre según estudios de estabilidad.
• Protecciones existentes en las subestaciones asociadas al Proyecto.
• Niveles de cortocircuito en el sistema de interconexión.
5.2.4.11 SISTEMA DE CONTROL
5.2.4.11.1 GENERALIDADES
El criterio de diseño básico adoptado para el sistema de control de las subestaciones es el de disponer de sistemas modernos, modulares y abiertos, con tecnología de punta, mediante Sistema de Automatización de Subestaciones (SAS), basados en sistemas numéricos programables, con protocolos de comunicación abiertos y de acuerdo con la norma IEC 61850.
El sistema de control está compuesto por un conjunto de controladores de celdas, que se comunican entre sí mediante una red de área local (LAN) en anillo, por fibra óptica entre los gabinetes y hasta la sala de control, conformando así un sistema completo de control de la subestación. Estos SAS cumplen entre otras con las funciones de supervisión, automatización, control local y remoto, Adquisición y distribución de la información en tiempo real, señalización local y remota, control con enclavamientos, control bajo secuencias de mando, conexión centralizada mediante protocolos estándar con equipos de protección, controladores de campo y comunicaciones con otros sistemas.
5.2.4.11.2 NORMAS APLICABLES AL SISTEMA DE CONTROL
El SAS debe cumplir las prescripciones de la última edición de las siguientes normas:
a) IEC 60870-5-101: “Telecontrol equipment and systems - Part 5: Transmission Protocols - Section 101: Companion standard for basic telecontrol tasks”
b) IEC 60870-5-103: “Telecontrol equipment and systems - Part 5-103: Transmission Protocols - Companion standard for the informative interface of protection equipment”
c) IEC 61000: “Electromagnetic compatibility (EMC)”
d) IEC 61850: “Communication networks and systems in substations”
e) ISO/IEC 8802: “Information Processing Systems - Local Area Networks”
f) IEEE C37.1 (1994): “Definition, Specification and Analysis of Systems used for Supervisory Control, Data Acquisition and Automatic Control”
5.2.4.11.3 ALCANCE
5.2.4.11.3.1 AMPLIACIONES DE CONTROL EN SUBESTACIONES EXISTENTES

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El alcance para el sistema de Control de estas subestaciones comprende la implementación del control de Nivel 0 para los equipos de los campos nuevos (cajas de mando de los equipos en el patio y enclavamientos mínimos cableados), el suministro y la instalación de los gabinetes de control de celdas (Nivel 1) y el cableado de todas las señales hasta estos gabinetes, la integración completa (hardware y software) de éste al control existente, mediante enlaces seriales con protocolo IEC 60870-5-103 o IEC 60870- 5-101. Es necesario acondicionar el control existente para lograr la integración del nuevo control mediante estos enlaces seriales.
El suministro del SAS de acuerdo a la ampliación requerida para cada subestación estará conformado, por los siguientes equipos:
a) Un (1) controlador de campo por celda línea, el cual debe incluir entre otras, la medida de la potencia (activa, reactiva) y energía (activa, reactiva, enviada y recibida).
b) Dos (2) Controladores por celda de transformación (uno por nivel de tensión), el cual debe incluir entre otras, la medida de la potencia (activa, reactiva) y energía (activa, reactiva, enviada y recibida)
c) Un (1) Controlador por celda de acople, el cual debe incluir entre otras, la medida de la potencia (activa, reactiva) y energía (activa, reactiva, enviada y recibida).
d) Un (1) gabinete de agrupamiento por celda.
e) Fibra óptica y cables para la conexión de los nuevos controladores al sistema de control existente en la subestación. El cableado de señales desde patio a gabinetes en edificio de control será convencional.
f) Implementación del cableado de control asociado al Nivel 0.
g) Ampliación y adaptación del control existente con los nuevos controladores.
h) Ingeniería de integración de los nuevos controladores al sistema de control existente (base de datos, integración a los Centros de Control, etc.).
5.2.4.11.3.2 SISTEMA DE CONTROL SAS PARA SUBESTACIONES NUEVAS
Para las subestaciones nuevas se especificará un SAS, por las siguientes razones:
- Los SAS brindan mayor funcionalidad que los sistemas de control convencional.
- Ofrecen mayor flexibilidad operativa que los sistemas de control convencional.
- Suministran mayor información operativa que los sistemas de control convencional.
- Tienen menores costos de adquisición y mantenimiento.
- La tecnología de los SAS es la tendencia actual ofrecida por los diversos fabricantes y suministradores de sistemas de control de subestaciones.

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A través de estos enlaces de datos de telecontrol, los SAS intercambiarán con el Centro de Control de REP, toda la información operativa necesaria para operar remotamente las subestaciones. De esta manera el operador del Centro de Control podrá maniobrar interruptores y seccionadores, reponer (“resetear”) las protecciones, y ejecutar otros comandos.
Como soporte de comunicación para la integración se empleará cable de fibra óptica.
El alcance para el sistema de Control comprende la implementación del control de Nivel 0 (cajas de mando de los equipos en el patio y enclavamientos mínimos cableados) de los equipos de patio, el suministro y la instalación de los gabinetes de control de celda (Nivel 1) y el cableado de todas las señales hasta dichos gabinetes, la red de datos del SAS, el sistema de control centralizado desde la sala de control de la subestación (Nivel 2) y su comunicación remota con los dos (2) Centros de Control de REP (Nivel 3).
El suministro del SAS estará conformado, por los siguientes equipos:
a) Una (1) interface de usuario de Nivel 2 - IHM, compuesto por:
• Un (1) computador de operación con su monitor de video, teclado alfanumérico y Mouse
• Una (1) unidad de almacenamiento masivo
b) Equipos para el Nivel 2
• Un (1) controlador de subestación
• Un (1) servidor de protocolo IEC 60870-5-101 para la integración del SAS con los dos (2) centros de control de REP.
• Suiches para la implementación de la red LAN de la subestación con puertos de fibra óptica y puertos RJ45.
• Una (1) impresora gráfica a color con conexión directa a la red LAN
• Un (1) gabinete tipo interior normalizado
• Una (1) consola (mobiliario) con un puesto de trabajo para el operador
c) Cables de fibra óptica y cables UTP Categoría 5 o 6 para la implementación de la red LAN Ethernet y para la conexión de la señal de sincronización de la hora proveniente del reloj sincronizado por satélite a los equipos que lo requieran.
d) Software para el Nivel 2 del SAS con sus respectivas licencias y documentación para las estaciones de operación, incluyendo como mínimo lo siguiente:
• Sistema operativo para trabajo en tiempo real
• Programa de aplicación para el Nivel 2 (SCADA) en versión runtime y de desarrollo (Solo se requiere una licencia de desarrollo)
• Manejador de base de datos
• Manejador de despliegues gráficos

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• Software de comunicaciones
e) Una (1) Unidad de referencia de tiempo (Reloj GPS)
f) Controladores de campo para el Nivel 1, así:
• Un (1) controlador por celda de línea
• Dos (2) controladores por celda de transformación (uno por nivel de tensión)
• Un (1) controlador de acople de barras
• Un (1) controlador de servicios auxiliares y señales comunes de la subestación
5.2.4.11.4 REQUERIMIENTOS GENERALES DEL SISTEMA DE CONTROL (SAS)
5.2.4.11.4.1 CONFIGURACIÓN DEL SAS
El plano anexo 1 muestra la configuración general requerida para el SAS.
5.2.4.11.4.2 MANTENIBILIDAD Y ACTUALIZACIÓN
El SAS deberá ser fácil y económico de mantener y actualizar, tanto en hardware como en software. Se deberá poder desarrollar funcionalidad adicional durante la vida útil del SAS, por lo que el software suministrado debe permitir esta funcionalidad.
5.2.4.11.4.3 ARQUITECTURA DE SAS La arquitectura lógica del SAS se enmarca dentro de la estructura jerárquica de control de la subestación, la cual se presenta en el siguiente cuadro y consiste de los siguientes niveles y componentes:
Nivel Descripción Comentarios

Comunicaciones e interfaces Nivel 3 - Nivel 2 - Servidor de protocolo IEC 60870-5-101 (SCADA)para conexión a los centros de control mediante dos canales de comunicaciones
- Servidor de acceso WEB en protocolo TCP/IP (acceso web).
Nivel 2 Sistema de Procesamiento del Nivel 2. Aplicaciones e interfaz de usuario (IU) de la subestación. Almacenamiento de datos históricos y de tiempo real.
Comunicaciones e Interfaz Nivel 2 – Nivel 1 Red LAN basada en TCP/IP sobre Ethernet en fibra óptica como medio físico
Nivel 1 Controladores de campo. Lógica operativa básica. IU local de respaldo.
Comunicaciones e interfaces Nivel 1 – Nivel 0 - Comunicación serial entre los controladores e IED´s utilizando protocolo IEC 60870-5-103 o Modbus,
- Cableado convencional entre los
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Nivel Descripción Comentarios

equipos de patio y servicios auxiliares con los controladores de campo.
Nivel 0 IEDs (relés de protección, medidores multifuncionales, equipos de monitoreo, etc.) y cajas de mando de equipos de maniobra.
Equipos de alta tensión y servicios auxiliares
La arquitectura del SAS debe cumplir con los siguientes criterios:
a) Escalable: Debe permitir su implementación en un rango amplio de tipos y tamaños de subestaciones con diferentes aplicaciones y requerimientos. Deberá soportar aplicaciones desde subestaciones pequeñas y simples hasta subestaciones grandes y complejas.
b) Expandible: Debe poder ser implementada en una subestación pequeña y poderse ampliar a medida que se amplíe la subestación sin cambios fundamentales en la arquitectura.
c) Flexible: Debe permitir cambios en la funcionalidad sin implicar modificaciones importantes en la arquitectura, hardware y software.
d) Migrable: Debe permitir cambios en la tecnología sin el reemplazo significativo de procesadores o en la arquitectura. Los costos durante el ciclo de vida deben ser minimizados.
e) El SAS deberá poder interoperar con IEDs de diversos suministradores.
5.2.4.11.4.4 DISEÑO DE SISTEMAS ABIERTOS
El SAS debe cumplir con estándares industriales ampliamente aceptados para sistemas abiertos; esto deberá permitir ampliar o reemplazar completamente el SAS minimizando los costos de vida útil. El cumplimiento con los estándares de sistemas abiertos permitirá que el SAS y los IEDs de diferentes suministradores puedan intercambiar y compartir recursos de información.
5.2.4.11.4.5 COMUNICACIONES Y PROTOCOLOS
Los protocolos de comunicación del SAS deben permitir el intercambio local y remoto de datos en tiempo real y la recuperación de datos tanto de la base de datos histórica del SAS como de los IEDs. La transferencia de archivos no deberá afectar el desempeño de las funciones de control y monitoreo del SAS.
5.2.4.11.4.6 ROBUSTEZ
El SAS debe ser robusto y permanecer operativo y responder de manera correcta y adecuada ante diversas condiciones de sobrecarga en el manejo de información y otras situaciones anormales, incluyendo por lo menos las siguientes:
• Generación de grandes avalanchas de eventos simultáneamente en diversos controladores de Nivel 1

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• Pérdida/recuperación de comunicaciones en las LANs y en las comunicaciones remotas
• Errores de comunicación
• Pérdida/recuperación de procesadores
• Pérdida/recuperación de dispositivos de almacenamiento masivo
5.2.4.11.5 PRUEBAS
Todos los equipos, materiales y software suministrados con el SAS deberán estar sujetos a las pruebas de aceptación. Los representantes asignados serán testigos de todos los trabajos y procedimientos asociados con la ejecución de las pruebas. Las Pruebas de Aceptación incluirán tanto pruebas estructuradas como no estructuradas. El objetivo de las Pruebas de Aceptación es determinar el cumplimiento de cada aspecto del sistema que ha sido contratado.
Estas pruebas de aceptación son realizadas durante cada una de las etapas del proyecto y son:
1. Pruebas Tipo: corresponde a los reportes de pruebas tipo de equipos similares a los que serán suministrados dentro del proyecto.
2. Pruebas de aceptación en fábrica (FAT): El objetivo de estas pruebas será verificar que el hardware y software que está siendo probado cumplen los requisitos especificados. Las pruebas deberán verificar el desempeño y la integridad funcional de cada uno de los subsistemas, incluyendo los interfaces entre los subsistemas y demostrar la operación de los subsistemas como un sistema completamente integrado. El SAS no deberá ser despachado desde la fábrica hasta que los encargados dé su aprobaci&oac

proyecto ingenieria

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