Common use of Requerimientos Técnicos de Subestaciones Clause in Contracts

Requerimientos Técnicos de Subestaciones. Se debe remarcar que, durante el desarrollo del estudio definitivo del Proyecto, el CONCESIONARIO deberá realizar todos aquellos estudios que garanticen la correcta operación de los equipos del sistema propuesto. Además, deberá cumplir con los siguientes requerimientos: Los equipos de baja tensión de los sistemas de control, protección, medición y telecomunicaciones, deberán ser de última tecnología y tener referencias acreditadas de operación, que correspondan a los últimos tres (03) años. Se deberá presentar referencias de suministros similares (Equipos de Alta Tensión) y referencias acreditadas de operación exitosa de equipos, emitidas por operadores de sistemas de transmisión, que correspondan a los últimos diez (10) años. Los equipos deberán contar con informes certificados por institutos internacionales reconocidos, que muestren que han pasado exitosamente las Pruebas de Tipo. Todos los equipos serán sometidos como mínimo a todas las Pruebas de Rutina que prescriben las normas aplicables. Los equipos deberán cumplir con las siguientes normas: IEC, ANSI/IEEE, VDE, NEMA, ASTM, NESC, NFPA, según corresponda. Será de responsabilidad del CONCESIONARIO gestionar, coordinar o adquirir bajo cualquier título el derecho a usar los espacios disponibles en las subestaciones proyectadas Piura Nueva y Celendín, estableciendo los acuerdos respectivos con los titulares de dichas subestaciones, que incluya también la ejecución de obras de adecuación necesarias. El CONCESIONARIO será también responsable de adquirir la propiedad de los terrenos adyacentes a las subestaciones existentes señaladas, donde esto resulte necesario o sea requerido, así como ejecutar las obras de modificación y adecuación en las subestaciones. Tensión nominal 500 kV Máxima tensión de servicio 550 kV Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico 1550 kVpico Tensión de sostenimiento al impulso tipo maniobra 1175 kV Línea de fuga específica mínima Fase-Fase En zonas xx xxxxx con altitud hasta 1000 msnm 31 mm/kVfase-fase En zonas con altitud mayor a 1000 msnm 20 mm/kVfase-fase La longitud de fuga del aislamiento de la línea de transmisión (en mm) deberá verificarse, aplicando la norma IEC 60815-2, de acuerdo con la longitud de fuga específica, la altitud de las zonas de instalación, así como la tensión máxima de operación. Protección contra descargas atmosféricas mínimo Clase 5 (500 kV) Las separaciones entre fases para conductores y barras desnudas al exterior serán como mínimo: - En 500 kV : 8,00 m. - En 220 kV : 4,00 m. Todas las distancias deberán cumplir con lo establecido en las normas IEC 60071 y ANSI/IEEE. Los valores normalizados de sobretensiones se determinarán según las normas IEC 60071-1 y 60071-2. En ningún caso los valores aplicables al Proyecto serán menores que los valores señalados en los literales c1. y c2. Todos los equipos de maniobra (interruptores y seccionadores), deberán cumplir con las siguientes características: 500 kV Corriente nominal mínima 2500 A Capacidad de ruptura de cortocircuito trifásico, 1s 40 kA Capacidad de ruptura de cortocircuito trifásico 104 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. Los transformadores de corriente deberán tener por lo menos cuatro núcleos secundarios en las celdas de 500 kV que conforman los diámetros de configuración interruptor y medio, que posibilitan la conexión a líneas de transmisión y banco de reactores xx xxxxx, según: Tres núcleos de protección 5P20. Un núcleo clase 0,2 para medición. En lo que respecta a los requerimientos sísmicos del equipamiento, se deberá cumplir con la Norma IEEE 693-2018 o la versión que lo sustituya, en temas de calificación sísmica y otros. Asimismo, las cimentaciones y estructuras, soporte para los equipos de alta tensión deberán estar diseñadas para operar en las condiciones sísmicas indicadas en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20 Los EACS deben estar diseñados para compensar, en una región continua capacitiva, la reactancia serie de la línea de transmisión de 500 kV Celendín – Piura, desde un valor mínimo no mayor del 25% hasta por lo menos el 50% de la reactancia serie de esta línea en operación normal. No obstante, deberán poder operar en toda la región que le permita su capacidad admisible, según sea la tecnología a considerar. Estas especificaciones técnicas del EACS, entre otras, se detallan en el Anexo 1A. Este equipo se instalará en la subestación de Celendín. Se considerará bancos trifásicos conformados por reactores monofásicos con neutro a tierra a través de reactor de neutro (3 unidades más una de reserva) que deberá cumplir con las exigencias correspondientes, establecidas en el literal c) del numeral 3.3.3 Requerimientos Técnicos de las Subestaciones. Los reactores deberán ser suministrados con transformadores de corriente incorporados en los aisladores pasatapas (bushings), lado fase y lado neutro, como mínimo de dos núcleos de protección 5P20, además de los transformadores de corriente en el neutro del conjunto trifásico. Los valores de reactancia, potencia y las características definitivas de los equipos, serán determinados por el Concesionario, de conformidad a lo que sea definido, sustentado y aprobado en el Estudio de Pre Operatividad. Se deberá garantizar los niveles de pérdidas en los autotransformadores para niveles de carga permanente de 100%, 75% y 50% de la potencia nominal. También se deberá garantizar el valor de las pérdidas en los reactores operando a tensión nominal. Los valores garantizados deberán cumplir con lo establecido en la norma IEC 60076 o su equivalente ANSI/IEEE. Para prevenir incendios, cada reactor estará equipado con un sistema contra explosión y prevención de incendio. Este sistema debe despresurizar los reactores, en el mínimo tiempo necesario para evitar la explosión. La protección de prevención de explosión e incendio de autotransformadores deberá cumplir con la norma NFPA 850 vigente o equivalente. A fin de probar la correcta operación del dispositivo de sobrepresión, el fabricante suministrará una unidad adicional de este dispositivo, el cual se probará en campo. Todos los reactores deberán tener un sistema, de captación y recuperación del aceite en caso xx xxxxx. En las unidades de reactores se deberán instalar muros cortafuego a fin de aislar las unidades entre sí. Estos muros cortafuegos deben de ser construidos en concreto armado. Sin perjuicio de ello, se podrá presentar con el debido sustento en el Proyecto de Ingeniería, construcciones y/o materiales alternos de iguales o mejores características técnicas que los de concreto armado, para su evaluación por parte del CONCEDENTE. El equipamiento requerido será para instalación al exterior (AIS) y para una configuración xx xxxxx con interruptor y medio. Las celdas estarán constituidas como mínimo por los siguientes equipos: Celda de conexión a la línea: pararrayos, transformador de tensión capacitivo, seccionador de línea con cuchilla de puesta a tierra, transformadores de corriente, interruptor de operación uni-tripolar, seccionador xx xxxxxx y trampa de onda. Celdas de conexión al banco de reactores: pararrayos, interruptor de operación uni-tripolar (con dispositivo de sincronización de maniobra) y seccionador xx xxxxxx. Celda de conexión al EACS: debe estar conformada por un sistema de by-pass en cada una de las fases además de los seccionadores correspondientes, tal que permita las labores de mantenimiento, reparación y eventual retiro del EACS, manteniendo la continuidad de servicio normal y de contingencia de la línea de transmisión. Se cumplirá con los requisitos establecidos en Capítulo 2, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20 y lo prescrito en el respectivo anteproyecto. La protección del sistema de transmisión deberá estar conformada por una protección principal, una secundaria y otra de respaldo en unidades físicas distintas. La línea de transmisión deberá contar con las siguientes protecciones: Protección principal: estará conformado por un relé diferencial de línea (87L), que incluya entre otras a las funciones de distancia fases y de tierra, bloqueo contra oscilación de potencia, sobrecorriente direccional de tierra, sobre tensión, sincronismo, recierre, localización xx xxxxx, etc. Protección secundaria: Igual a la protección principal, en una unidad de protección separada de la principal. Protección respaldo: en una unidad de protección distinta a la principal y secundaria. Estará conformado por un relé de protección de sobrecorriente de fases, sobrecorriente direccional de fases y tierra, funciones de verificación de sincronismo, función de controlador de bahía, etc. El recierre monofásico, deberá coordinar con el sistema de teleprotección, para la actuación de los interruptores ubicados en ambos extremos de la línea. Asimismo, el sistema de protección de la línea de transmisión en 500 kV deberá contar con unidades de medición fasorial sincronizada (PMU). El alcance de la instalación de las PMUs deberá considerar un esquema Wide Area Monitoring Protection and Control (WAMPAC). Las características de funcionalidad del esquema WAMPAC serán definidas por el COES. Los PMU de los nuevos relés de protección de las líneas en 500 kV podrán integrarse, a los PDC de las subestaciones existentes Celendín y Piura Nueva. Los reactores deberán contar con la siguiente protección como mínimo con la siguiente protección: Protección principal: conformado por un relé de protección diferencial de reactor (87R), protección diferencial de tierra restringida, sobretensión, protección de sub y sobre frecuencia, etc. Protección Secundaria: Igual a la protección principal, en una unidad de protección separada de la principal. Protección respaldo: en una unidad de protección distinta a la principal y secundaria. Estará conformado por un relé de protección de sobrecorriente de tierra, asociado al reactor de neutro. Se deberá contar con un sistema de telecomunicaciones principal (basado en fibra óptica – OPGW), más un sistema de respaldo (basado en onda portadora digital o fibra óptica), ambos sistemas en unidades físicas independientes entre sí. De emplearse un sistema de respaldo basado en fibra óptica se hará empleando otro cable distinto al del sistema principal. Se requerirá también un sistema de comunicaciones de emergencia, del tipo satelital u otro que considere apropiado el CONCESIONARIO), que en situaciones de emergencia permita por lo menos la comunicación permanente de voz y datos, entre las subestaciones y con el COES. En las subestaciones proyectadas Piura Nueva y Celendín, se realizarán las adecuaciones que correspondan al equipamiento de comunicaciones de las líneas, para el adecuado funcionamiento del sistema de telecomunicaciones del Proyecto. El sistema de servicios auxiliares de las instalaciones nuevas debe considerar los criterios establecidos en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. El sistema de control y supervisión de las instalaciones nuevas debe cumplir con los requisitos mínimos de equipamiento del sistema de automatización y control establecidos en el Capítulo 3, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. El control de cada celda o bahía se realizará desde unidades de control de bahía (UCB), una por cada celda en alta tensión, las mismas que serán unidades diferentes a las unidades incorporadas en los relés de protección. El sistema de puesta a tierra de las instalaciones nuevas debe cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. Asimismo, todos los elementos sin tensión (equipos, estructuras metálicas, aisladores soporte y otros), se conectarán directamente a la malla de tierra profunda mediante empalmes de soldadura exotérmica. o1. En forma general el alcance de las obras civiles comprende los trabajos de las ampliaciones a ejecutar en las subestaciones proyectadas Celendín y Piura Nueva, que entre otros, comprende: movimiento de tierras, excavaciones, bases y fundaciones de los equipos, pórticos, canaletas de concreto, ductos de los cables de fuerza, drenajes y construcción de casetas. Las zonas de tránsito dentro de las subestaciones deben estar dotadas o construidas con capa asfáltica o similar.

Requerimientos Técnicos de Subestaciones. Se debe remarcar que, durante el desarrollo del estudio definitivo del Proyecto, el CONCESIONARIO deberá realizar todos aquellos estudios que garanticen la correcta operación de los equipos del sistema propuesto. Además, deberá cumplir con los siguientes requerimientos: Los equipos de baja tensión de los sistemas de control, protección, medición y telecomunicaciones, deberán ser de última tecnología y tener referencias acreditadas de operación, que correspondan a los últimos tres (03) años. Se deberá presentar referencias de suministros similares (Equipos de Alta Tensión) y referencias acreditadas de operación exitosa de equipos, emitidas por operadores de sistemas de transmisión, que correspondan a los últimos diez (10) años. Los equipos deberán contar con informes certificados por institutos internacionales reconocidos, que muestren que han pasado exitosamente las Pruebas de Tipo. Todos los equipos serán sometidos como mínimo a todas las Pruebas de Rutina que prescriben las normas aplicables. Los equipos deberán cumplir con las siguientes normas: IEC, ANSI/IEEE, VDE, NEMA, ASTM, NESC, NFPA, según corresponda. Para la nueva subestación el CONCESIONARIO deberá adquirir la propiedad de los terrenos necesarios, incluyendo las áreas para futuras ampliaciones, establecidos en el presente anexo y según lo indicado en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. Los espacios para futuras ampliaciones deberán quedar como mínimo explanados y nivelados, debiéndose ejecutar los trabajos necesarios xx xxxxx y relleno del terreno, así como estar dentro del cerco perimetral de material noble (ladrillo y concreto) de la subestación, de tal forma que el CONCESIONARIO tenga el dominio sobre los mismos. Será de responsabilidad del CONCESIONARIO gestionar, coordinar o adquirir bajo cualquier título el derecho a usar los espacios disponibles en las subestaciones proyectadas Piura Nueva y Celendínexistentes, estableciendo los acuerdos respectivos con los titulares de dichas las subestaciones, que incluya también la ejecución de obras de adecuación necesarias. El CONCESIONARIO será también responsable de adquirir la propiedad de los terrenos adyacentes a las subestaciones existentes señaladasexistentes, donde esto resulte necesario o sea requerido, así como ejecutar y efectuar las obras de modificación y adecuación en de las subestaciones. Tensión nominal 500 kV Máxima tensión de servicio 550 kV Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico 1550 kVpico 1800 kVpico (*) Tensión de sostenimiento al impulso tipo maniobra 1175 kV 1300 kVpico (*) (*) para SE Celendín y SE Nueva Huánuco Tensión nominal 220 kV Máxima tensión de servicio 245 kV Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico 1050 kVpico Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial 000 xX Línea de fuga específica mínima Fase-Fase En zonas xx xxxxx con altitud hasta 1000 msnm 31 mm/kVfase-fase En zonas con altitud mayor a 1000 msnm 20 mm/kVfase-fase La longitud de fuga del aislamiento de la línea de transmisión (en mm) deberá verificarse, aplicando la norma IEC 60815-2, de acuerdo con la longitud de fuga específica, la altitud de las zonas de instalación, así como la tensión máxima de operación. Protección contra descargas atmosféricas mínimo Clase 4 (220 kV) y Clase 5 (500 kV) Las separaciones entre fases para conductores y barras desnudas al exterior serán como mínimo: - En 500 kV : 8,00 m. - En 220 kV : 4,00 m. Todas las distancias deberán cumplir con lo establecido en las normas IEC 60071 y ANSI/IEEE. Los valores normalizados señalados de sobretensiones se determinarán según distancias de seguridad están referidos al nivel del mar por lo que deberán ser corregidos de acuerdo con la altitud de las normas IEC 60071-1 y 60071-2. En ningún caso los valores aplicables al Proyecto serán menores que los valores señalados en los literales c1. y c2instalaciones donde corresponda. Todos los equipos de maniobra (interruptores y seccionadores), deberán cumplir con las siguientes características: 500 kV 220 kV Corriente nominal mínima 2500 A 2500 A Capacidad de ruptura de cortocircuito trifásico, 1s 40 kA 40 kA Capacidad de ruptura de cortocircuito trifásico 104 kApico 104 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. Los transformadores de corriente en 500 y 220 kV en líneas de transmisión deberán tener por lo menos cuatro núcleos secundarios en las celdas de 500 kV que conforman los diámetros de configuración interruptor y medio, que posibilitan la conexión a líneas de transmisión y banco de reactores xx xxxxx, segúnsecundarios: Tres núcleos de protección 5P20. Un núcleo clase 0,2 para medición. Los transformadores de corriente en 500 y 220 kV en autotransformadores y reactores deberán tener por lo menos tres núcleos secundarios: Dos núcleos de protección 5P20. Un núcleo clase 0,2 para medición. En lo que respecta a los requerimientos sísmicos del equipamiento, se deberá cumplir con la Norma IEEE 693-2018 o la versión que lo sustituya, en temas de calificación sísmica y otros. Asimismo, las cimentaciones y estructuras, soporte para los equipos de alta tensión deberán estar diseñadas para operar en las condiciones sísmicas indicadas en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20 PR-20.; Los EACS deben estar diseñados para compensar, en una región continua capacitiva, la reactancia serie de la línea las líneas de transmisión de 500 kV Celendín Tocache – Piura, desde un valor mínimo no mayor del 25% hasta por lo menos el 50% Huánuco y Tocache - Celendín. Estos equipos se instalarán en la subestación de la reactancia serie de esta línea en operación normalTocache. No obstante, deberán poder operar en toda la región que le permita su capacidad admisiblecapacidad, según sea la tecnología a considerar. Estas especificaciones técnicas del EACS, entre otras, se detallan en el Anexo 1A. Este equipo se instalará en la subestación de Celendín. Se considerará bancos trifásicos conformados un banco conformado por reactores autotransformadores monofásicos con neutro a tierra a través de reactor de neutro (3 unidades más una de reserva) que deberá cumplir con las exigencias correspondientesque correspondan, establecidas en el literal c) del numeral 3.3.3 Numeral 2.3.5 Requerimientos Técnicos de las Subestaciones. Los reactores autotransformadores deberán ser suministrados con transformadores de corriente incorporados en los aisladores pasatapas (bushings), lado fase y lado neutro, como mínimo de dos tres núcleos de protección 5P20, para las tres fases y en los tres devanados, además de los transformadores núcleos correspondientes para regulación y protección de corriente en el neutro del conjunto trifásicoimagen térmica. Los valores de reactancia, potencia y las características definitivas de los equipos, serán determinados por el Concesionario, de conformidad a lo que sea definido, sustentado y aprobado en el Estudio de Pre Operatividad. Se deberá garantizar los niveles de pérdidas en los autotransformadores para niveles de carga permanente de 100%, 75% y 50% de la potencia nominal. También se deberá garantizar el valor de las pérdidas en los reactores operando a La tensión nominal. Los valores garantizados deberán cumplir con lo establecido en la norma IEC 60076 o su equivalente ANSI/IEEE. Para prevenir incendios, cada reactor estará equipado con un sistema contra explosión regulación de tensión y prevención grupo de incendio. Este sistema debe despresurizar los reactores, en el mínimo tiempo necesario para evitar la explosión. La protección de prevención de explosión e incendio conexión del banco de autotransformadores deberá cumplir con la norma NFPA 850 vigente o equivalente. A fin de probar la correcta operación del dispositivo de sobrepresión, el fabricante suministrará una unidad adicional de este dispositivo, el cual se probará en campo. Todos los reactores deberán tener un sistema, de captación y recuperación del aceite en caso xx xxxxx. En 500/220/33 kV serán las unidades de reactores se deberán instalar muros cortafuego a fin de aislar las unidades entre sí. Estos muros cortafuegos deben de ser construidos en concreto armado. Sin perjuicio de ello, se podrá presentar con el debido sustento en el Proyecto de Ingeniería, construcciones y/o materiales alternos de iguales o mejores características técnicas que los de concreto armado, para su evaluación por parte del CONCEDENTE. El equipamiento requerido será para instalación al exterior (AIS) y para una configuración xx xxxxx con interruptor y medio. Las celdas estarán constituidas como mínimo por los siguientes equipossiguientes: Celda Tensiones - Tensión primaria 500 kV - Tensión secundaria 220 kV - Tensión terciaria 33 kV Grupo de conexión a la línea: pararrayosYN / YN / d(Δ) - Lado Primario, transformador de tensión capacitivo, seccionador de línea con cuchilla de puesta a tierra, transformadores de corriente, interruptor de operación uni-tripolar, seccionador xx xxxxxx y trampa de onda. Celdas de conexión al banco de reactores: pararrayos, interruptor de operación uni-tripolar (con dispositivo de sincronización de maniobra) y seccionador xx xxxxxx. Celda de conexión al EACS: debe estar conformada por un sistema de by-pass en cada una de las fases además de los seccionadores correspondientes, tal que permita las labores de mantenimiento, reparación y eventual retiro del EACS, manteniendo la continuidad de servicio normal y de contingencia de la línea de transmisión. Se cumplirá con los requisitos establecidos en Capítulo 2, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20 y lo prescrito en el respectivo anteproyecto. La protección del sistema de transmisión deberá estar conformada por una protección principal, una secundaria y otra de respaldo en unidades físicas distintas. La línea de transmisión deberá contar con las siguientes protecciones: Protección principal: estará conformado por un relé diferencial de línea (87L), que incluya entre otras a las funciones de distancia fases y de tierra, bloqueo contra oscilación de potencia, sobrecorriente direccional de tierra, sobre tensión, sincronismo, recierre, localización xx xxxxx, etc. Protección secundaria: Igual a la protección principal, en una unidad de protección separada de la principal. Protección respaldo: en una unidad de protección distinta a la principal y secundaria. Estará conformado por un relé de protección de sobrecorriente de fases, sobrecorriente direccional de fases y tierra, funciones de verificación de sincronismo, función de controlador de bahía, etc. El recierre monofásico, deberá coordinar con el sistema de teleprotección, para la actuación de los interruptores ubicados en ambos extremos de la línea. Asimismo, el sistema de protección de la línea de transmisión en 500 kV deberá contar con unidades de medición fasorial sincronizada (PMU). El alcance de la instalación de las PMUs deberá considerar un esquema Wide Area Monitoring Protection and Control (WAMPAC). Las características de funcionalidad del esquema WAMPAC serán definidas por el COES. Los PMU de los nuevos relés de protección de las líneas en 500 kV podrán integrarseEstrella, a los PDC de las subestaciones existentes Celendín y Piura Nueva. Los reactores deberán contar con la siguiente protección como mínimo con la siguiente protección: Protección principal: conformado por un relé de protección diferencial de reactor (87R), protección diferencial de tierra restringida, sobretensión, protección de sub y sobre frecuencia, etc. Protección Secundaria: Igual a la protección principal, en una unidad de protección separada de la principal. Protección respaldo: en una unidad de protección distinta a la principal y secundaria. Estará conformado por un relé de protección de sobrecorriente de tierra, asociado al reactor de neutro. Se deberá contar con un sistema de telecomunicaciones principal (basado en fibra óptica – OPGW), más un sistema de respaldo (basado en onda portadora digital o fibra óptica), ambos sistemas en unidades físicas independientes entre sí. De emplearse un sistema de respaldo basado en fibra óptica se hará empleando otro cable distinto al del sistema principal. Se requerirá también un sistema de comunicaciones de emergencia, del tipo satelital u otro que considere apropiado el CONCESIONARIO), que en situaciones de emergencia permita por lo menos la comunicación permanente de voz y datos, entre las subestaciones y con el COES. En las subestaciones proyectadas Piura Nueva y Celendín, se realizarán las adecuaciones que correspondan al equipamiento de comunicaciones de las líneas, para el adecuado funcionamiento del sistema de telecomunicaciones del Proyecto. El sistema de servicios auxiliares de las instalaciones nuevas debe considerar los criterios establecidos en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. El sistema de control y supervisión de las instalaciones nuevas debe cumplir con los requisitos mínimos de equipamiento del sistema de automatización y control establecidos en el Capítulo 3, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. El control de cada celda o bahía se realizará desde unidades de control de bahía (UCB), una por cada celda en alta tensión, las mismas que serán unidades diferentes a las unidades incorporadas en los relés de protección. El sistema de puesta neutro sólidamente puesto a tierra de las instalaciones nuevas debe cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el Capítulo 1- Lado Secundario, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. Asimismo220 kV Estrella, todos los elementos sin tensión neutro sólidamente puesto a tierra - Lado terciario Delta (equipos, estructuras metálicas, aisladores soporte y otros), se conectarán directamente a la malla de tierra profunda mediante empalmes de soldadura exotérmica. o1. En forma general el alcance de las obras civiles comprende los trabajos de las ampliaciones a ejecutar en las subestaciones proyectadas Celendín y Piura Nueva, que entre otros, comprende: movimiento de tierras, excavaciones, bases y fundaciones de los equipos, pórticos, canaletas de concreto, ductos de los cables de fuerza, drenajes y construcción de casetas. Las zonas de tránsito dentro de las subestaciones deben estar dotadas o construidas con capa asfáltica o similar.∆) Potencia nominal - Banco trifásico (500/220/33) kV 600/600/200 ONAN 750/750/250 MVA ONAF - Unidad monofásica (500:√3/220:√3/33) kV 200/200/66.6 ONAN

Requerimientos Técnicos de Subestaciones. Se debe remarcar que, durante el desarrollo del estudio definitivo del Proyecto, el CONCESIONARIO deberá realizar todos aquellos estudios que garanticen la correcta operación de los equipos del sistema propuesto. Además, deberá cumplir con los siguientes requerimientos: Los equipos de baja tensión de los sistemas de control, protección, medición y telecomunicaciones, deberán ser de última tecnología y tener referencias acreditadas de operación, que correspondan a los últimos tres (03) años. Se deberá presentar referencias de suministros similares (Equipos de Alta Tensión) y referencias acreditadas de operación exitosa de equipos, emitidas por operadores de sistemas de transmisión, que correspondan a los últimos diez (10) años. Los equipos deberán contar con informes certificados por institutos internacionales reconocidos, que muestren que han pasado exitosamente las Pruebas de Tipo. Todos los equipos serán sometidos como mínimo a todas las Pruebas de Rutina que prescriben las normas aplicables. Los equipos deberán cumplir con las siguientes normas: IEC, ANSI/IEEE, VDE, NEMA, ASTM, NESC, NFPA, según corresponda. Será de responsabilidad del CONCESIONARIO gestionar, coordinar o adquirir bajo cualquier título el derecho a usar los espacios disponibles en Nuevas Subestaciones Para las nuevas subestaciones proyectadas Piura Nueva Tocache y Celendín, estableciendo los acuerdos respectivos con los titulares de dichas subestaciones, que incluya también la ejecución de obras de adecuación necesarias. El el CONCESIONARIO será también responsable de deberá adquirir la propiedad de los terrenos adyacentes a necesarios, incluyendo las subestaciones existentes señaladasáreas para futuras ampliaciones según requerimientos establecidos en el numeral 3.3.2 y 3.3.3 del presente anexo, donde esto resulte necesario o sea requerido, así como ejecutar las obras de modificación y adecuación en las subestaciones. Tensión nominal 500 kV Máxima tensión de servicio 550 kV Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico 1550 kVpico Tensión de sostenimiento al impulso tipo maniobra 1175 kV Línea de fuga específica mínima Fase-Fase En zonas xx xxxxx con altitud hasta 1000 msnm 31 mm/kVfase-fase En zonas con altitud mayor a 1000 msnm 20 mm/kVfase-fase La longitud de fuga del aislamiento de la línea de transmisión (en mm) deberá verificarse, aplicando la norma IEC 60815-2, de acuerdo con la longitud de fuga específica, la altitud de las zonas de instalación, así como la tensión máxima de operación. Protección contra descargas atmosféricas mínimo Clase 5 (500 kV) Las separaciones entre fases para conductores y barras desnudas al exterior serán como mínimo: - En 500 kV : 8,00 m. - En 220 kV : 4,00 m. Todas las distancias deberán cumplir con lo establecido en las normas IEC 60071 y ANSI/IEEE. Los valores normalizados de sobretensiones se determinarán según las normas IEC 60071-1 y 60071-2. En ningún caso los valores aplicables al Proyecto serán menores que los valores señalados en los literales c1. y c2. Todos los equipos de maniobra (interruptores y seccionadores), deberán cumplir con las siguientes características: 500 kV Corriente nominal mínima 2500 A Capacidad de ruptura de cortocircuito trifásico, 1s 40 kA Capacidad de ruptura de cortocircuito trifásico 104 kApico Los interruptores de conexión de los reactores deberán cumplir con la Norma IEEE Std.C37.015 relacionada cumpliendo además con los requerimientos de cierre y apertura de corrientes. Los transformadores de corriente deberán tener por lo menos cuatro núcleos secundarios en las celdas de 500 kV que conforman los diámetros de configuración interruptor y medio, que posibilitan la conexión a líneas de transmisión y banco de reactores xx xxxxx, según: Tres núcleos de protección 5P20. Un núcleo clase 0,2 para medición. En lo que respecta a los requerimientos sísmicos del equipamiento, se deberá cumplir con la Norma IEEE 693-2018 o la versión que lo sustituya, en temas de calificación sísmica y otros. Asimismo, las cimentaciones y estructuras, soporte para los equipos de alta tensión deberán estar diseñadas para operar en las condiciones sísmicas indicadas en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20 Los EACS deben estar diseñados para compensar, en una región continua capacitiva, la reactancia serie de la línea de transmisión de 500 kV Celendín – Piura, desde un valor mínimo no mayor del 25% hasta por lo menos el 50% de la reactancia serie de esta línea en operación normal. No obstante, deberán poder operar en toda la región que le permita su capacidad admisible, según sea la tecnología a considerar. Estas especificaciones técnicas del EACS, entre otras, se detallan en el Anexo 1A. Este equipo se instalará en la subestación de Celendín. Se considerará bancos trifásicos conformados por reactores monofásicos con neutro a tierra a través de reactor de neutro (3 unidades más una de reserva) que deberá cumplir con las exigencias correspondientes, establecidas en el literal c) del numeral 3.3.3 Requerimientos Técnicos de las Subestaciones. Los reactores deberán ser suministrados con transformadores de corriente incorporados en los aisladores pasatapas (bushings), lado fase y lado neutro, como mínimo de dos núcleos de protección 5P20, además de los transformadores de corriente en el neutro del conjunto trifásico. Los valores de reactancia, potencia y las características definitivas de los equipos, serán determinados por el Concesionario, de conformidad a lo que sea definido, sustentado y aprobado en el Estudio de Pre Operatividad. Se deberá garantizar los niveles de pérdidas en los autotransformadores para niveles de carga permanente de 100%, 75% y 50% de la potencia nominal. También se deberá garantizar el valor de las pérdidas en los reactores operando a tensión nominal. Los valores garantizados deberán cumplir con lo establecido en la norma IEC 60076 o su equivalente ANSI/IEEE. Para prevenir incendios, cada reactor estará equipado con un sistema contra explosión y prevención de incendio. Este sistema debe despresurizar los reactores, en el mínimo tiempo necesario para evitar la explosión. La protección de prevención de explosión e incendio de autotransformadores deberá cumplir con la norma NFPA 850 vigente o equivalente. A fin de probar la correcta operación del dispositivo de sobrepresión, el fabricante suministrará una unidad adicional de este dispositivo, el cual se probará en campo. Todos los reactores deberán tener un sistema, de captación y recuperación del aceite en caso xx xxxxx. En las unidades de reactores se deberán instalar muros cortafuego a fin de aislar las unidades entre sí. Estos muros cortafuegos deben de ser construidos en concreto armado. Sin perjuicio de ello, se podrá presentar con el debido sustento en el Proyecto de Ingeniería, construcciones y/o materiales alternos de iguales o mejores características técnicas que los de concreto armado, para su evaluación por parte del CONCEDENTE. El equipamiento requerido será para instalación al exterior (AIS) y para una configuración xx xxxxx con interruptor y medio. Las celdas estarán constituidas como mínimo por los siguientes equipos: Celda de conexión a la línea: pararrayos, transformador de tensión capacitivo, seccionador de línea con cuchilla de puesta a tierra, transformadores de corriente, interruptor de operación uni-tripolar, seccionador xx xxxxxx y trampa de onda. Celdas de conexión al banco de reactores: pararrayos, interruptor de operación uni-tripolar (con dispositivo de sincronización de maniobra) y seccionador xx xxxxxx. Celda de conexión al EACS: debe estar conformada por un sistema de by-pass en cada una de las fases además de los seccionadores correspondientes, tal que permita las labores de mantenimiento, reparación y eventual retiro del EACS, manteniendo la continuidad de servicio normal y de contingencia de la línea de transmisión. Se cumplirá con los requisitos establecidos en Capítulo 2, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20 y lo prescrito en el respectivo anteproyecto. La protección del sistema de transmisión deberá estar conformada por una protección principal, una secundaria y otra de respaldo en unidades físicas distintas. La línea de transmisión deberá contar con las siguientes protecciones: Protección principal: estará conformado por un relé diferencial de línea (87L), que incluya entre otras a las funciones de distancia fases y de tierra, bloqueo contra oscilación de potencia, sobrecorriente direccional de tierra, sobre tensión, sincronismo, recierre, localización xx xxxxx, etc. Protección secundaria: Igual a la protección principal, en una unidad de protección separada de la principal. Protección respaldo: en una unidad de protección distinta a la principal y secundaria. Estará conformado por un relé de protección de sobrecorriente de fases, sobrecorriente direccional de fases y tierra, funciones de verificación de sincronismo, función de controlador de bahía, etc. El recierre monofásico, deberá coordinar con el sistema de teleprotección, para la actuación de los interruptores ubicados en ambos extremos de la línea. Asimismo, el sistema de protección de la línea de transmisión en 500 kV deberá contar con unidades de medición fasorial sincronizada (PMU). El alcance de la instalación de las PMUs deberá considerar un esquema Wide Area Monitoring Protection and Control (WAMPAC). Las características de funcionalidad del esquema WAMPAC serán definidas por el COES. Los PMU de los nuevos relés de protección de las líneas en 500 kV podrán integrarse, a los PDC de las subestaciones existentes Celendín y Piura Nueva. Los reactores deberán contar con la siguiente protección como mínimo con la siguiente protección: Protección principal: conformado por un relé de protección diferencial de reactor (87R), protección diferencial de tierra restringida, sobretensión, protección de sub y sobre frecuencia, etc. Protección Secundaria: Igual a la protección principal, en una unidad de protección separada de la principal. Protección respaldo: en una unidad de protección distinta a la principal y secundaria. Estará conformado por un relé de protección de sobrecorriente de tierra, asociado al reactor de neutro. Se deberá contar con un sistema de telecomunicaciones principal (basado en fibra óptica – OPGW), más un sistema de respaldo (basado en onda portadora digital o fibra óptica), ambos sistemas en unidades físicas independientes entre sí. De emplearse un sistema de respaldo basado en fibra óptica se hará empleando otro cable distinto al del sistema principal. Se requerirá también un sistema de comunicaciones de emergencia, del tipo satelital u otro que considere apropiado el CONCESIONARIO), que en situaciones de emergencia permita por lo menos la comunicación permanente de voz y datos, entre las subestaciones y con el COES. En las subestaciones proyectadas Piura Nueva y Celendín, se realizarán las adecuaciones que correspondan al equipamiento de comunicaciones de las líneas, para el adecuado funcionamiento del sistema de telecomunicaciones del Proyecto. El sistema de servicios auxiliares de las instalaciones nuevas debe considerar los criterios establecidos indicados en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. El sistema de control Los espacios para futuras ampliaciones deberán quedar como mínimo explanados y supervisión de las instalaciones nuevas debe cumplir con los requisitos mínimos de equipamiento del sistema de automatización y control establecidos en el Capítulo 3nivelados, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. El control de cada celda o bahía se realizará desde unidades de control de bahía (UCB), una por cada celda en alta tensión, las mismas que serán unidades diferentes a las unidades incorporadas en los relés de protección. El sistema de puesta a tierra de las instalaciones nuevas debe cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el Capítulo 1, Anexo 1 del Procedimiento Técnico COES PR-20. Asimismo, todos los elementos sin tensión (equipos, estructuras metálicas, aisladores soporte y otros), se conectarán directamente a la malla de tierra profunda mediante empalmes de soldadura exotérmica. o1. En forma general el alcance de las obras civiles comprende debiéndose ejecutar los trabajos necesarios xx xxxxx y relleno del terreno, así como estar dentro del cerco perimetral de las ampliaciones a ejecutar en las subestaciones proyectadas Celendín material noble (ladrillo y Piura Nuevaconcreto) de la subestación, de tal forma que entre otros, comprende: movimiento de tierras, excavaciones, bases y fundaciones de el CONCESIONARIO tenga el dominio sobre los equipos, pórticos, canaletas de concreto, ductos de los cables de fuerza, drenajes y construcción de casetas. Las zonas de tránsito dentro de las subestaciones deben estar dotadas o construidas con capa asfáltica o similarmismos.